PROPUESTA DE EXPANSIÓN - cdec2.cdec-sing.cl

Emitido como Informe

Versión: Definitiva

Autor Departamento de Planificación

Fecha Creación 28-10-2016

Versión Definitiva

PROPUESTA DE EXPANSIÓN

DEL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN DEL SING

OCTUBRE 2016

Clasificación: Emitido como Informe

OCTUBRE 2016 - PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING Página 2 de 165

CONTROL DEL DOCUMENTO

APROBACIÓN

Versión Aprobado por

Definitiva Daniel Salazar J. – Director de Operación y Peajes

Juan Carlos Araneda T. - Director de Planificación y Desarrollo

Rafael Carvallo C. - Subdirector de Peajes

REGISTRO DE CAMBIOS

Fecha Autor Versión Descripción del Cambio

28-10-2016 Departamento de Planificación Definitiva

REVISORES

Nombre Cargo

Andrés Guzmán C. Jefe Departamento de Planificación

Víctor Álvarez C. Ingeniero de Planificación

Giovani Bastidas H. Ingeniero de Planificación

Paulina Muñoz P. Ingeniero de Planificación

Simón Norambuena O. Ingeniero de Planificación

DISTRIBUCIÓN

Copia Destinatario

Preliminar Publicado en sitio web del CDEC-SING para Opiniones de los Interesados

Definitivo Publicado en el sitio web del CDEC-SING para envío a Comisión Nacional de Energía



CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN 6

2. RESUMEN EJECUTIVO 8

3. BASES GENERALES PARA EL ESTUDIO 11

3.1 METODOLOGÍA PARA LA PLANIFICACIÓN DE TRANSMISIÓN 12

3.2 ANTECEDENTES DE LA MODELACIÓN Y SIMULACIONES 14

3.2.1 SOFTWARE UTILIZADOS 14

3.2.2 CONSIDERACIONES PARA LA SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN DE LARGO PLAZO 14

3.2.3 CONSIDERACIONES ESTUDIOS ELÉCTRICOS 15

3.3 ANTECEDENTES Y SUPUESTOS DE OFERTA, DEMANDA Y TRANSMISIÓN 15

3.3.1 SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE 15

3.3.2 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL 24

3.4 ESCENARIOS CONSIDERADOS PARA EL ESTUDIO 27

3.4.1 ESCENARIO BASE 28

3.4.2 ESCENARIO ERNC 29

3.4.3 ESCENARIO CDEC CONJUNTO 30

4. ANÁLISIS DE CAPACIDAD Y SEGURIDAD DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING EN EL LARGO PLAZO 31

4.1 ASPECTOS GENERALES Y CONSIDERACIONES PARA LOS ANÁLISIS 31

4.2 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRAS EN SUBESTACIONES 33

4.2.1 CAPACIDAD DE BARRAS S/E LAGUNAS 34

4.2.2 CAPACIDAD DE BARRAS S/E EL COBRE 35

4.2.3 CAPACIDAD DE BARRAS S/E LABERINTO 36

4.3 ANÁLISIS DE LA CONFIGURACIÓN DE BARRAS EN SUBESTACIONES 37

4.4 ANÁLISIS DE CAPACIDAD Y SEGURIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ZONA NORTE 39

4.4.1 SEGURIDAD DE SUMINISTRO ZONA POZO ALMONTE 39

4.4.2 CAPACIDAD LÍNEA LAGUNAS – COLLAHUASI 42

4.4.3 SEGURIDAD DE SUMINISTRO DE CLIENTES REGULADOS EN ZONA NORTE 44

4.4.4 SEGURIDAD DE SUMINISTRO DE CLIENTES REGULADOS EN ZONA DE ARICA 45

4.4.5 SEGURIDAD DE SUMINISTRO DE CLIENTES REGULADOS EN ZONA DE IQUIQUE Y POZO ALMONTE 49

4.5 ANÁLISIS DE CAPACIDAD Y SEGURIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ZONA CENTRO 54

4.5.1 CAPACIDAD Y SEGURIDAD DE TRANSMISIÓN LÍNEA 220 KV SALAR – CALAMA 54

4.5.2 CAPACIDAD LÍNEA 220 KV KIMAL – ENCUENTRO 57

4.6 ANÁLISIS DE CAPACIDAD Y SEGURIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ZONA SUR Y CORDILLERA 63

4.6.1 CAPACIDAD LÍNEAS MEJILLONES – O’HIGGINS Y ATACAMA – O’HIGGINS 66

4.6.2 SEGURIDAD DE SUMINISTRO DE CLIENTES REGULADOS EN ZONA DE ANTOFAGASTA 70



5. DEFINICIÓN PLAN DE OBRAS Y EVALUACIONES ECONÓMICAS 76

5.1 CRITERIOS PARA REALIZAR LAS EVALUACIONES ECONÓMICAS 76

5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA OBRAS DE TRANSMISIÓN ZONA NORTE 78

5.2.1 SEGURIDAD DE SUMINISTRO Y CAPACIDAD DE INYECCIÓN ZONA POZO ALMONTE 78

5.3 EVALUACIÓN ECONÓMICA OBRAS DE TRANSMISIÓN ZONA CENTRO 100

5.3.1 AUMENTO CAPACIDAD ENTRE SS/EE KIMAL (NUEVA CRUCERO ENCUENTRO) Y ENCUENTRO 100

5.3.2 REUBICACIÓN DE PAÑO LINEA SALAR – CALAMA Y TENDIDO DE SEGUNDO CIRCUITO 104

6. PLAN DE OBRAS PROPUESTO 106

7. VALORIZACIÓN DE INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN 107

7.1 SUBESTACIÓN NUEVA ESPERANZA Y ENLACES DE 220 KV 108

7.1.1 UBICACIÓN DEL PROYECTO 108

7.1.2 CONFIGURACIÓN DE BARRAS 109

7.1.3 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 111

7.1.4 PRESUPUESTO 113

7.1.5 CRONOGRAMA GENERAL DE EJECUCIÓN 113

7.2 SUBESTACIÓN NUEVA CHUQUICAMATA Y ENLACES DE 220 KV 114



7.2.3 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 117



7.3 LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 KV LAGUNAS – NUEVA POZO ALMONTE 120


7.3.2 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 121

7.3.3 AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN LAGUNAS 122

7.3.4 AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN NUEVA POZO ALMONTE 220 KV: 123



7.4 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN CALAMA 125





7.5 REUBICACION DE PAÑO CALAMA DE S/E SALAR EN S/E NUEVA CHUQUICAMATA 129


7.5.2 NUEVOS PAÑOS DE LÍNEA EN SUBESTACIÓN NUEVA CHUQUICAMATA 131

7.5.3 NUEVO PAÑO DE LÍNEA EN SUBESTACIÓN CALAMA (NORMALIZADA) 132

7.5.4 CARACTERÍSTICAS GENERALES LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN EXISTENTE 133





7.6 CAMBIO DE INTERRUPTORES 220 KV SUBESTACIÓN CRUCERO 136



7.7 AMPLIACIÓN CAPACIDAD DE EMPALMES ENCUENTRO A SUBESTACIÓN KIMAL 138



7.8 TENDIDO SEGUNDO CIRCUITO LÍNEA 2X220 KV TARAPACÁ – CÓNDORES 140


7.8.2 NUEVO PAÑO DE LÍNEA EN SUBESTACIÓN TARAPACÁ 141

7.8.3 NUEVO PAÑO DE LÍNEA EN SUBESTACIÓN CÓNDORES 142

7.8.4 CARACTERÍSTICAS GENERALES LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN EXISTENTE 143



7.9 AMPLIACIÓN PAÑO EL TESORO EN SUBESTACIÓN ENCUENTRO 145



7.10 SECCIONADORA NUEVA CAPRICORNIO Y NUEVO TRANSFORMADOR 147





8. ANEXOS 151

8.1 ANEXO 1. INGENIERÍA CONCEPTUAL PARA PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL SING 151

8.2 ANEXO 2. RESULTADOS ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRAS EN SUBESTACIONES 155

8.3 ANEXO 3. DEMANDA INFORMADA POR CLIENTES DEL SING 156

8.4 ANEXO 4. FLUJOS DE POTENCIA – CURVAS DE DURACIÓN SING 164

8.5 ANEXO 5. PLAN DETALLADO DE OBRAS DE GENERACIÓN SING 164

8.6 ANEXO 6. ENERGÍA GENERADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE SING 164

8.7 ANEXO 7. OTROS ANTECEDENTES SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL 164

8.7.1 PLAN DETALLADO DE OBRAS DE GENERACIÓN SIC 164

8.7.2 TOPOLOGÍA BASE Y SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SIC 164

8.7.3 ESTADÍSTICA HIDROLÓGICA 164




1. INTRODUCCIÓN

Fiel a su Misión de realizar con excelencia la coordinación de la operación del SING y liderar su desarrollo, contribuyendo a preservar la Seguridad y la Eficiencia, garantizando la Accesibilidad al Sistema, CDEC-SING realiza el análisis de expansión del sistema de transmisión, dentro de un contexto de cambio regulatorio debido a la entrada en vigencia de la Ley 20.936 de 2016, que establece un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea un organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, y en cuyo Artículo Octavo Transitorio señala que la planificación anual del sistema de transmisión troncal correspondiente año 2016, deberá regirse por las disposiciones establecidas en el DFL 4/20018, de 2006, es decir, la propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal de los CDEC debe ser enviada a la Comisión Nacional de Energía (CNE) antes del 31 de octubre de 2016. Para este efecto, el CDEC-SING presentó a los operadores del sistema de transmisión troncal y a los usuarios que hacen o harán uso de dicho sistema, una propuesta preliminar de Plan de Expansión al 31 de agosto del 2016, estableciéndose un plazo de observaciones que venció el día 30 de septiembre del mismo año.

En este contexto de adaptación al nuevo marco normativo, sumado al proyecto de interconexión de los Sistemas Interconectados Central y del Norte Grande, CDEC-SING realiza el ejercicio de planificación para el desarrollo del sistema de transmisión, pensando en los principios fundamentales para la planificación presentes en la nueva Ley eléctrica, a saber:

a. Minimizar los riesgos en el abastecimiento, considerando eventualidades, tales como aumento de costos o indisponibilidad de combustibles, atraso o indisponibilidad de infraestructura energética, desastres naturales o condiciones hidrológicas extremas;

b. Crear condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, propendiendo al mercado eléctrico común para el abastecimiento de la demanda a mínimo costo;

c. Considerar instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico, y

d. La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan realizar las expansiones necesarias del sistema de una manera eficiente.

A partir de estos conceptos, CDEC-SING genera tres escenarios para planificar el desarrollo del sistema de transmisión:

1. Escenario Base, obtenido a partir de un ejercicio de optimización de inversiones, en base a la minimización de los costos totales de operación, inversión en generación y costos de falla del sistema, utilizando como input los costos de inversión de distintas tecnologías, las zonas con potencial para el desarrollo de las energías renovables no convencionales (ERNC), la Política Pública para el incentivo de las ERNC (Ley 20/25) y las proyecciones de precios y disponibilidades de combustibles utilizadas por la CNE en la fijación de Precio de Nudo de abril de 2016. Este escenario considera, además, la instalación de centrales de ciclo combinado en GNL.

2. Escenario ERNC, obtenido a partir de la liberación de los límites de inversión e instalación de ERNC en el SING y norte del SIC. Se obtiene de la misma forma que el escenario anterior, pero liberando los límites zonales de instalación de ERNC en el SING y en el norte del SIC, además de liberar la restricción de no-instalación de centrales generadoras a carbón.




3. Escenario CDEC conjunto. Conforme fue establecido dentro de los objetivos del Eje Planificación para la Integración Técnica de los CDEC, se generó en conjunto con el CDEC SIC, un escenario de proyección de demanda, el cual es complementado -en este caso- con un plan de obras de generación concordado entre ambos CDEC, con el fin de alcanzar un diagnóstico compartido de los sistemas SING y SIC, en la zona donde se produce la interconexión física entre ambos.

Estos escenarios, consistentes en proyecciones de oferta y demanda para un horizonte de 20 años, son simulados en softwares para análisis especializados, los que permiten determinar las máximas exigencias a las que se podrá someter el sistema de transmisión, de manera de tomar las medidas necesarias y oportunas para la adecuada planificación de la red, proponiendo obras nuevas y ampliaciones de instalaciones existentes, que entregan como resultado un sistema de transmisión robusto, óptimo para el desempeño competitivo del mercado eléctrico nacional en el periodo mencionado.

Como una forma de verificar la optimización de los planes de obras de transmisión resultantes, se llevan a cabo evaluaciones económicas de los proyectos, obtenidas a partir de la comparación entre los ahorros en costos de operación del sistema interconectado y la inversión necesaria en transmisión. Las inversiones son determinadas de manera precisa, mediante el desarrollo de proyectos de ingeniería conceptual de cada alternativa propuesta.




2. RESUMEN EJECUTIVO

Con el objeto de estudiar el comportamiento del sistema de transmisión del SING en el largo plazo y determinar sus necesidades de expansión, se analiza la operación técnica y económica del sistema en un horizonte de 20 años, considerando el año 2016 como año de inicio y distintos escenarios de oferta, lo que permite determinar las mayores exigencias sobre el sistema de transmisión. Las necesidades así determinadas, permiten proponer un plan de obras de transmisión compuesto por instalaciones económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico, que permite a su vez, minimizar los riesgos en el abastecimiento de la demanda y crear condiciones que promueven la oferta y facilitan la competencia.

Los escenarios de expansión considerados para los análisis son:

Escenario Base: obtenido a partir de un ejercicio de optimización de inversiones, en base a la minimización de los costos totales de operación, inversión en generación y costos de falla del sistema, utilizando como input los costos de inversión de distintas tecnologías, las zonas con potencial para el desarrollo de las ERNC, la Política Pública para el incentivo de las ERNC (Ley 20/25) y las proyecciones de precios y disponibilidades de combustibles utilizadas por la CNE en la fijación de Precio de Nudo de abril de 2016. Este escenario considera, además, la instalación de centrales de ciclo combinado en GNL.

Escenario ERNC: obtenido a partir de la liberación de los límites de instalación de ERNC en el SING y norte del SIC. Se obtiene de la misma forma que el escenario anterior, pero liberando los límites zonales de instalación de ERNC en el SING y en el norte del SIC, además de liberar la restricción de no-instalación de centrales generadoras a carbón.

Escenario CDEC conjunto: Conforme fue establecido dentro de los objetivos del Eje Planificación para la Integración Técnica de los CDEC, se generó en conjunto con el CDEC SIC, un escenario de proyección de demanda, el cual es complementado -en este caso- con un plan de obras de generación concordado entre ambos CDEC, con el fin de alcanzar un diagnóstico compartido de los sistemas SING y SIC, en la zona donde se produce la interconexión física entre ambos.

La disponibilidad y los precios de los combustibles corresponden a lo informado por la CNE en su Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo de abril de 2016.

Por su parte, el sistema de transmisión base considera, tanto las instalaciones existentes, como las obras en construcción y decididas vía proceso troncal, o por iniciativa privada.

En cuanto al desarrollo del estudio, los análisis de expansión de largo plazo consideran estudios de flujo de potencia estáticos para analizar posibles limitaciones en el sistema de transmisión, asociadas a capacidades de líneas o equipos, o a cumplimiento de niveles de tensión en las distintas barras del sistema, todas ellas considerando el criterio de seguridad N-1 definido en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS). Adicionalmente, se incluyen análisis de la capacidad de barras de las subestaciones del sistema de transmisión nacional, y un análisis de la configuración de barras de las subestaciones del SING, de acuerdo con lo señalado en el Artículo 3-24 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS). Las necesidades de transmisión de corto y largo plazo, son analizadas en el presente documento y sus conclusiones se presentan en el Capítulo 6.




El plan de obras propuesto para el sistema de transmisión del SING, con las obras que deben iniciar su construcción en 2017, se presenta en la Tabla 1. Dicho plan de obras, corresponde al desarrollo óptimo recomendado para el sistema de transmisión del SING, considerando tanto las congestiones que se observan en el corto y largo plazo en el sistema de transmisión nacional, como también las necesidades de robustecer el abastecimiento de las ciudades del SING.

En este contexto, el plan de expansión propuesto considera la construcción de una nueva línea en la zona norte del SING, cuya inversión alcanza un valor aproximado de 20 millones de dólares.

Por otra parte, el plan de expansión propuesto también considera las obras de transmisión necesarias en la zona centro del SING, para que los flujos por la interconexión SING- SIC no se limiten a causa de otras instalaciones, desarrollo de nuevas subestaciones en las zonas de Calama y Sierra Gorda y el tendido del segundo circuito de la línea 2x220 kV Salar – Calama, para dar robustez y seguridad al abastecimiento de la ciudad de Calama. Dicho plan de obras alcanza un valor aproximado de inversión de 70 millones de dólares.




Tabla 1: Plan de obras propuesto para el sistema de transmisión.

N Plan de Obras de Transmisión Recomendado Cap.

(MVA)

Longitud

(km)

Fecha PES

Construcción Segmento Plazo

constructivo

VI Ref. VATT Comentario

Miles USD

1 Nueva línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, c11 297 70 2022 Inmediata Nacional 48 meses 19.995 2.420 Aumento capacidad de transmisión ante generación

localizada al norte de Iquique y Pozo Almonte.

2 Ampliación capacidad de empalmes S/E Kimal a actual Línea

2x220 kV Crucero – Encuentro. 1000 10 2022 Inmediata Nacional 24 meses 9.551 1.168

Evita congestión de la línea ante la puesta en servicio del sistema 500 kV Los Changos – Kimal y Flujos por la

Interconexión SING-SIC sobre 1000 MW.

3 Subestación Nueva Chuquicamata NA NA 2020 Inmediata Nacional 24 meses 13.286 1.624

Normalización de instalaciones en la zona de Calama.

Conexión de nuevos proyectos de generación y consumo en la zona de Calama y alrededores.

4 Normalización S/E Calama NA NA 2019 Inmediata Nacional 18 meses 4.238 582 Normalización S/E Calama.

Seguridad de abastecimiento de Calama.

5 Reubicación de Paño Calama de S/E Salar a S/E Nueva

Chuquicamata NA NA 2019 Condicionada Nacional 24 meses 15.297 1.849


Conexión de nuevos proyectos de generación y consumo en zona de Calama y alrededores.

CONDICIÓN: Construcción S/E Nueva Chuquicamata

6 Subestación Nueva Esperanza NA NA 2020 Inmediata Nacional 24 meses 17.380 2.125 Seguridad de abastecimiento de la zona de Sierra Gorda.

Conexión de nuevos proyectos de generación y consumo.

7 Cambio de Interruptores 52JR, 52JS y 52JRE en S/E Crucero NA NA 2019 Inmediata Nacional 18 meses 1.774 216

Reemplazo de los interruptores y sus equipamientos, por interruptores con capacidad de ruptura igual a 40 kA.

Obsolesencia tecnológica.

Seguridad operacional.

8 Ampliación Paño El Tesoro en S/E Encuentro NA NA 2018 Inmediata Nacional 12 meses 777 95 Normalización S/E Encuentro.

9 Nuevo Transformador 66/13,8 kV en S/E Quiani 15 NA 2018 Inmediata Zonal 12 meses 1.176 144 Seguridad de abastecimiento de Arica.

10 S/E Seccionadora Nueva Capricornio y Nuevo Transformador

220/110 kV 80 MVA 80 NA 2019 Inmediata Zonal 24 meses 9.888 1.209

Seguridad de suministro ciudades zona sur del SING, Antofagasta, La Negra y Alto Norte.

1 Corresponde a la primera etapa del proyecto “Nueva línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido de primer circuito año 2022, tendido de segundo circuito año 2025”




3. BASES GENERALES PARA EL ESTUDIO

El análisis de la expansión del sistema de transmisión del SING, cuyo desarrollo y resultados se entregan en el presente informe, considera como base la modelación y simulación de la operación conjunta de los dos principales Sistemas Interconectados del país, el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

Dado que el foco de análisis se encuentra en el SING, la modelación del SIC, en lo que respecta al sistema de transmisión, es la indicada en la versión definitiva del Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo de abril de 2016, de la CNE, en adelante ITD. Por otra parte, la demanda corresponde al resultado de la actividad Forecasting del Eje Planificación del proceso de Integración Técnica de ambos CDEC, mientras que uno de los planes de obras de generación utilizados fue acordado entre ambos CDEC, de forma de realizar una evaluación en conjunto a las instalaciones de transmisión asociadas con las obras físicas de interconexión. Además, se actualizan los supuestos de precios y disponibilidad de combustibles, fechas de entrada en operación de líneas de transmisión de acuerdo al ITD. En esta ocasión, no se efectúan modificaciones ni análisis de sensibilidad sobre los supuestos y bases del SIC.

Para la simulación de la operación se considera un horizonte de planificación de 20 años a partir del año 2016 (periodo de análisis 2016 – 2035).

La demanda considerada para el SING tiene como base lo informado por los Coordinados Clientes, en respuesta a la carta CDEC-SING N°1853/2015 de fecha 30 de diciembre de 2015.

El plan de obras de generación del SING está preparado a partir de información de las Resoluciones Exentas publicadas por la CNE que actualiza y comunica obras de generación y transmisión en construcción, además de los proyectos convencionales y no convencionales que cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA). La fecha de entrada de los proyectos se determina a partir de un ejercicio de optimización de las inversiones, considerando potencial de desarrollo de las ERNC a lo largo del país y supuestos en relación al costo de desarrollo de las distintas tecnologías de generación.

Los diferentes escenarios o análisis de sensibilidad planteados buscan someter a diferentes niveles de uso al sistema de transmisión, de manera de abarcar los escenarios más representativos de la operación del SING.

El sistema de transmisión base corresponde al indicado el ITD, considerando aquellas obras nacionales en proceso de construcción o licitación, además de aquellas instalaciones que no siendo nacionales influyen en el desempeño de éstas.

En relación a la operación conjunta entre SING y SIC, para efectos del presente ejercicio de expansión se considera el proyecto TEN, presentado por Engie, junto con las obras de desarrollo del sistema contenidas en el Decreto N° 158/2015 es decir, una línea de dos circuitos en 500 kV entre las SS/EE Cardones en el SIC y Kimal en el SING (S/E Nueva Cardones – S/E Cumbres – S/E Los Changos – S/E Kimal), con entrada en operación considerada para el año 2020, más la conexión en 220 kV entre las SS/EE Kapatur y Los Changos. La unión entre Los Changos y Kapatur se considera entrando en servicio el año 2018.




Figura 1: Interconexión SING – SIC.

S/E TENGIS

S/E Los Changos

S/E Las Cumbres S/E Nueva Cardones

S/E Cardones

220 kV

500 kV

500 kV 500 kV

220 kV

750 MVA

750 MVA

D. Almagro

Maitencillo

G

65%/2

65%/2 65%/2

65%/2 55%

55%

145 MVA

145 MVA

145 MVA

145 MVA

90 MVA

90 MVA

90 MVA

90 MVA

S/E MaitencilloS/E Pan de

Azucar S/E Polpaico

220 kV

750 MVAS/E Nueva

Diego de Almagro

120 MVA

D. Almagro

Carrera Pinto

Cardones

750 MVA

750 MVA

S/E Kapatur

Laberinto O’Higgins 750 MVA+ 1 Unidad de Reserva

750 MVA+ 1 Unidad de Reserva

S/E NuevaCrucero Encuentro

220 kV

220 kV

220 kV

220 kV

220 kV

220 kV

220 kV

220 kV 220 kV

500 kV

S/E Tarapacá

S/E Lagunas

S/E Crucero

S/E Encuentro

S/E Miraje

S/E Atacama

Nuevas Obras previstas 2018 - 2021

Proyecto Interconexión

SING - SIC

3.1 METODOLOGÍA PARA LA PLANIFICACIÓN DE TRANSMISIÓN

En la Figura 2 se muestra la metodología de planificación de largo plazo, utilizada para la propuesta de expansión del sistema de transmisión nacional que se detalla en este documento.




Figura 2: Diagrama de Flujo que explica el proceso de planificación de la transmisión.

Se modela el Sistema a analizar

Se definen supuestos y

consideraciones

Se da inicio al Proceso de análisis de la consistencia de las instalaciones de

desarrollo y expansión del sistema troncal

Análisis en Plexos

Análisis en DIgSILENT

Se levantan restricciones definidas en NTSyCS y se

analiza la suficiencia de las instalaciones

Se analiza la operación

económica de largo plazo

Se definen distintas alternativas de solución a las restricciones levantas

Las alternativas de solución se evalúan económicamente para encontrar la óptima

mediante la minimización del máximo arrepentimiento

Se establecen diversos escenarios de operación con el fin de exigir al

sistema de transmisión

Se propone un Plan de Obras de Transmisión compuesto por instalaciones económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico, que permite minimizar los riesgos en el abastecimiento de la demanda y crear condiciones que

promueven la oferta y facilitan la competencia.

- Oferta- Demanda

- Sistema de Transmisión- Disponibilidad y Costo

de Combustibles

- Perfil ERNC- Hidrologías

- Horizonte de Evaluación- Número de Bloques




3.2 ANTECEDENTES DE LA MODELACIÓN Y SIMULACIONES

3.2.1 SOFTWARE UTILIZADOS

Para la realización de este ejercicio de planificación, se utilizan dos softwares computacionales:

a) Como herramienta para el análisis de la operación económica de largo plazo, se utiliza el software Plexos, programa actualmente utilizado por la Dirección de Peajes (DP) para efectuar los cálculos de peajes del sistema Nacional, por la Dirección de Operación (DO), para llevar a cabo la programación y análisis de la operación económica del sistema en el corto plazo y por la Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD), para el desarrollo de estudios de integración de ERNC en el largo plazo. Dicho software, también incluye módulos para la simulación de largo plazo del sistema, de coordinación hidrotérmica y de optimización de inversiones en generación y transmisión.

b) Como herramienta para el análisis de cumplimiento de la NTSyCS se utiliza el software DigSilent Power Factory, el cual es utilizado actualmente por las Direcciones Técnicas de CDEC-SING.

3.2.2 CONSIDERACIONES PARA LA SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN DE LARGO PLAZO

Como se menciona anteriormente, para el análisis de la operación de largo plazo se utiliza el software Plexos, en el cual deben ser ingresados todos los datos relevantes del sistema, de tal manera que se represente su funcionamiento de manera adecuada para la realización de los análisis deseados.

Dentro de los datos relevantes que se deben incluir en la modelación tenemos:

Número de Bloques de demanda: Para el desarrollo de este análisis se considera la modelación de la demanda en 5 bloques mensuales para la evaluación de restricciones del sistema de transmisión y 10 bloques mensuales para obtener las curvas de duración iniciales de uso del sistema de transmisión para efectos de diagnóstico.

Hidrologías: De acuerdo a la información que se encuentra en ITD, se consideran 57 hidrologías históricas, correspondiente al periodo que comprende entre los años 1960 y 2014 más 3 hidrologías extremas (2 secas y 1 húmeda).

Perfil ERNC: Las unidades ERNC han sido modeladas mediante un perfil horario de generación según época del año. Una vez determinado el perfil se procede a “reordenar” el perfil de generación, de tal manera que la generación sea coincidente horariamente con la demanda del sistema. Mayor detalle sobre los perfiles ERNC se encuentran en la Sección 3.3.1.3.

Horizonte de evaluación: para este ejercicio se considera un periodo de análisis de 20 años, abarcando el periodo desde el año 2016 al año 2035.

Luego de la modelación del sistema se definen los supuestos y consideraciones de la operación con las que se evaluará el sistema de transmisión. Dentro de estos supuestos se encuentran:

Pérdidas de las Líneas: El sistema de transmisión es modelado con pérdidas óhmicas en las líneas. Restricciones de Transmisión: Se realizan dos tipos de simulaciones. Las primeras no consideran los

límites de transmisión de las líneas, de esta forma se evidencian las congestiones presentes en el sistema de transmisión. Posteriormente, en la etapa de evaluación económica, se realiza una




segunda simulación de largo plazo incorporando los límites de transmisión anteriormente identificados.

Metodología de Coordinación Hidrotérmica: Para la coordinación hidrotérmica se utiliza la metodología Scenario Wise Decomposition, Series hidrológicas simuladas de manera independiente, y 12 series representativas de la muestra completa.

Número de Series Hidrológicas: Como datos de entrada al modelo se utilizan 57 Series hidrológicas históricas, provenientes de las estadísticas disponibles en el ITD. Para la simulación de la operación /se utilizan 12 Series hidrológicas representativas.

Mínimos Técnicos de las Unidades Generadoras: El parque generador disponible es modelado sin considerar los mínimos técnicos de las unidades generadoras.

3.2.3 CONSIDERACIONES ESTUDIOS ELÉCTRICOS

Para complementar la evaluación de largo plazo del sistema, se realizan análisis utilizando el software DigSilent Power Factory. Dentro de los análisis realizados con esta herramienta, se encuentran Estudios de Flujos de Potencia Estáticos, Análisis de Estabilidad de Tensión y de Restricciones de Transmisión o Suficiencia.

El objetivo de estos análisis es revisar la respuesta estática del sistema ante la incorporación de nuevas centrales, convencionales o ERNC, y/o nuevos consumos de los clientes, y si su operación cumple con los estándares definidos en la NTSyCS.

De levantarse alguna restricción en el sistema, ya sea de transmisión o incumplimientos en los niveles de tensión en barras, se evalúan distintas opciones de mitigación, como puede ser la incorporación de nuevos equipos de compensación reactiva, o la propuesta de obras de ampliación o nuevas.

3.3 ANTECEDENTES Y SUPUESTOS DE OFERTA, DEMANDA Y TRANSMISIÓN

3.3.1 SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE

3.3.1.1 Sistema de Transmisión del SING

El sistema de transmisión del SING modelado para este ejercicio de planificación, comprende todas las instalaciones en tensiones mayores que 66 kV, salvo excepciones donde se recurrió a simplificaciones que no afectan la operación económica del sistema. En cuanto a la topología base del SING, más precisamente en relación a las líneas de transmisión que operan normalmente abiertas, para efectos del análisis de las alternativas de expansión se considera que todas operan normalmente cerradas, suponiendo que han sido resueltas las causas por las cuales podrían operar abiertas en la actualidad.

La capacidad de las líneas de transmisión corresponde a la vigente a la fecha de preparación del presente Informe, y equivale al menor valor entre la capacidad térmica de los conductores y la capacidad de los equipos en conexión serie (trampas de onda, transformadores de corriente), información que se encuentra disponible en el sitio Web del CDEC-SING.

Adicionalmente, en algunas zonas específicas del SING, como la zona Tocopilla, Zona Centro y la Zona Norte (más precisamente los corredores Encuentro - Collahuasi y Crucero – Lagunas), se consideran capacidades de transmisión de acuerdo a Políticas de Operación vigentes, a fin de mantener los estándares de seguridad y calidad de servicio.




Además de las instalaciones existentes, el Sistema de Transmisión Base considera todas aquellas nuevas obras y refuerzos a instalaciones existentes que se encuentran en construcción o incluidas en algún Decreto de Expansión.

Las obras nuevas y refuerzos de instalaciones existentes consideradas en el plan de obras de transmisión son las siguientes:

Tabla 2: Plan de Obras de Transmisión Base.

Obras de Transmisión en Construcción Capacidad

[MVA]

Longitud

[km] Fecha PES

Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 1 y 2 290 174 abr-17

Nueva línea 2x500 kV Los Changos - Nueva Cardones 1500 570 jul-17

Nueva línea 2x220 kV Los Changos – Kapatur 1500 3 ene-18

Nueva subestación Kimal, secciona línea 2x220 kV Crucero - Encuentro NA NA mar-18

Aumento de capacidad de barra en S/E Encuentro 220 kV jun-18

Cambios de TTCC Líneas 1x220 kV Encuentro - El Tesoro y El Tesoro – Esperanza jun-18

Extensión líneas 2x220 kV Crucero - Lagunas para reubicación de conexiones desde S/E Crucero a S/E Kimal

NA NA dic-18

Ampliación de conexiones al interior de la S/E Crucero para la reubicación a S/E Kimal NA NA dic-18

Ampliación S/E Kimal NA NA dic-18

Ampliación y cambio de configuración en S/E Parinacota 220 kV NA NA dic-18

Incorporación de paño de línea 1x220 kV Cóndores - Parinacota en S/E Parinacota NA NA dic-18

Ampliación y cambio de configuración en S/E Cóndores 220 kV NA NA dic-18

Incorporación de paño de línea 1x220 kV Tarapacá - Cóndores en S/E Cóndores NA NA dic-18

Ampliación y cambio de configuración en S/E Pozo Almonte 220 kV NA NA dic-18

Seccionamiento del segundo circuito Lagunas - Crucero 2x220 kV en S/E María Elena NA NA dic-18

Nueva S/E Seccionadora Quillagua 220 kV NA NA dic-18

Normalización conexión de paño de línea 1x220 kV Laberinto - El Cobre en S/E Laberinto 220 kV NA NA

dic-18

Normalización conexión de paño de línea 2x220 kV Crucero - Laberinto: circuito 1 en S/E Laberinto 220 kV NA NA dic-18

Normalización conexión de paño de línea 2x220 kV Crucero - Laberinto: circuito 2 en S/E Laberinto 220 kV NA NA

dic-18

Normalización en S/E El Cobre 220 kV NA NA dic-18

Nueva Subestación Seccionadora Nueva Pozo Almonte 220 kV NA NA 2019

Nueva Línea 2x500 kV Los Changos –Kimal 1500 140 ene-20

Banco de Autotransformadores 500/220 kV en Kimal 2x750 NA ene-20

Banco de Autotransformadores 500/220 kV en Los Changos 1x750 NA ene-20

Nueva Línea 2x220 kV Nueva Pozo Almonte - Pozo Almonte, tendido del primer circuito 260 8 2021

Nueva Línea 2x220 kV Nueva Pozo Almonte - Cóndores, tendido del primer circuito 260 36 2021

Nueva Línea 2x220 kV Nueva Pozo Almonte - Parinacota, tendido del primer circuito 260 224 2021




La topología base, obras de transmisión en construcción o decretadas y las zonas del SING se presentan de forma gráfica en la siguiente figura:

Figura 3: Mapa del SING y Obras de Transmisión en Construcción y Decretadas

3.3.1.2 Demanda del SING

Semestralmente, CDEC-SING solicita a los clientes del SING información relativa tanto a la proyección de sus consumos existentes, como a los nuevos consumos previstos en un horizonte de 15 años, esta información es analizada y procesada dando origen a la “Demanda CDEC-SING”. Esta demanda se utiliza en la evaluación de todos los escenarios definidos más adelante en la Sección 3.4.

La modelación mediante curva de duración se lleva a cabo utilizando como data de entrada 24 bloques mensuales, y para las simulaciones que consideran coordinación hidrotérmica la data se simplifica a la




construcción de curvas de duración de 10 y 5 bloques por el tamaño del problema de optimización, para el diagnóstico y los análisis respectivamente.

Para la modelación de la curva de duración de la demanda se considera la información actualizada de retiros horarios del SING del año 2015. De esta forma, se logra representar de la mejor manera posible el comportamiento de los consumos del SING, como también se logra determinar de manera precisa los posibles requerimientos o exigencias sobre las instalaciones del sistema de transmisión del SING, bajo las condiciones de flujos de potencia más exigentes sobre la instalación o zona analizada.

Según lo anterior, la demanda de energía y potencia del SING se proyecta como sigue:

Gráfico 1: Proyección de Demanda del SING.

El detalle de los proyectos informados por los Clientes se presenta en Sección 8.3.

Por su parte, la distribución geográfica de la demanda proyectada muestra una clara tendencia a concentrarse en la zona centro del SING, donde se ubican los consumos de CODELCO Chile (Chuquicamata, Ministro Hales y Radomiro Tomic), Minera El Abra, Minera Sierra Gorda, Minera El Tesoro y Minera Esperanza, entre otros.

19 20 20 21 2123 24 24 25 26 26 27 28 29 30 31 32 34

3536

38

5,7

2,1 1,93,5

9,4

1,8 1,8 3,0 2,9 3,3 3,4 3,0 3,8 3,5 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

Cre

cim

ien

to [

%]

Ene

rgía

[TW

h]

Energía CDEC-SING

Energía Crecimiento

2.4

73

2.4

95

2.5

48

2.5

96

2.6

98

2.9

82

3.0

40

3.0

97

3.1

88

3.2

77

3.3

78

3.4

89

3.5

88

3.7

18

3.8

45

3.9

87

4.1

34

4.2

87

4.4

46

4.6

11

4.7

81

0,9 2,1 1,93,9

10,6

1,9 1,9 2,9 2,8 3,1 3,3 2,8 3,6 3,4 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7

0

10

20

30

40

50

60

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

Cre

cim

ien

to [

%]

Po

ten

cia

[MW

]

Potencia Máxima CDEC-SING

Potencia Crecimiento




Gráfico 2: Proyección de Demanda del SING por Zona Geográfica.

Para lograr una mejor representación de la demanda y de las exigencias que ésta impone al sistema de transmisión, se determinaron perfiles mensuales y horarios por cliente, en base a información estadística de retiros reales. Como resultado de esto, se obtiene una curva mensual y un perfil o curva horaria de la demanda por cliente.

A modo de ejemplo, se presenta la distribución promedio de la demanda de energía del SING dentro de un año calendario, siendo esta distribución mensual la relación entre la energía del mes respecto a la energía total anual.

Se observa que la máxima demanda de energía se concentra en el último trimestre del año, mientras que la mínima se presenta en los meses de febrero y julio.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

Demanda de Enegía(% por Zona)

Sur Norte Centro Cordillera

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

Demanda Máxima de Potencia(% por Zona)

Sur Norte Centro Cordillera




Gráfico 3: Distribución Mensual de la Demanda de Energía del SING.

De igual forma, se presenta el perfil horario del SING para cada mes del año.

Cabe señalar, que el perfil horario de la demanda corresponde a un factor adimensional que representa la relación entre la potencia horaria y la potencia media del mes.

Gráfico 4: Perfil Horario de la Demanda del SING.

0.000

0.010

0.020

0.030

0.040

0.050

0.060

0.070

0.080

0.090

0.100

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Distribución Anual Promedio de la Demanda del SING

Perfil Mensual

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Perfil Horario de la Demanda del SING

Ene Feb Mar

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24


Abr May Jun

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24


Jul Ago Sep

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24


Oct Nov Dic




3.3.1.3 Oferta del SING.

La oferta de generación del SING, necesaria para abastecer los requerimientos de energía y potencia, está conformada tanto por centrales generadoras convencionales como por centrales en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Siguiendo esta definición general, se plantea un escenario inicial de oferta, obtenido mediante la optimización del conjunto inversión-operación-falla del Sistema Eléctrico Nacional, el cual considera tanto proyectos convencionales como proyectos ERNC, que cuentan con su Declaración en Construcción de acuerdo a Resolución Exenta de la CNE o Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada. Además, la incorporación de las energías renovables no convencionales obedece al cumplimiento de las políticas públicas vigentes en la actualidad, vale decir, la Ley N°20.698 de 2013, más conocida como Ley ERNC 20/25.

Por otra parte, se cuenta con un escenario que representa una integración masiva de ERNC al SING y un tercer escenario definido en conjunto con el CDEC-SIC, que considera la incorporación de centrales generadoras al sistema, siguiendo un tren de inversiones que permita obtener un costo marginal de largo plazo definido previamente.

Para determinar distintas condiciones de operación del SING, que a su vez permiten analizar diferentes escenarios de exigencia al sistema de transmisión, durante el periodo 2016 – 2035, se plantean escenarios de sensibilidad tanto en la ubicación como en la fecha de puesta en servicio de ciertos proyectos de generación o consumo, de forma de agregar o eliminar oferta de acuerdo a conveniencia y dependiente del análisis que se esté realizando. Todas estas consideraciones dan forma a los siguientes escenarios:

Escenario Base. Escenario Alta ERNC. Escenario CDEC Conjunto.

El detalle de los escenarios mencionados se encuentra en la Sección 3.4.

Gráfico 5: Oferta Disponible en el SING para el Periodo 2016 - 2031.

2426

1866

435344

89 36 0 00

500

1000

1500

2000

2500

3000

Carbón GNL Diesel Solar Eól ico Hidro+Otros Geotermia Termosolar

Po

ten

cia

[MW

]

Oferta Instalada por Tecnología

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

Carbón GNL Diesel Solar Eól ico Hidro+Otros Geotermia Termosolar

Po

ten

cia

[MW

]

Oferta Total por Tecnología

Plan de Obra

Instalada




Los parques eólicos y las centrales solares fotovoltaicas, han sido modelados mediante un perfil horario de generación según época del año, considerando dos ubicaciones posibles. En el caso de los parques eólicos, se consideran dos perfiles representativos: uno de la localidad de Calama, que para efectos de este análisis de planificación de largo plazo se utiliza en todos los parques eólicos ubicados en sectores cordilleranos; y otro característico de la localidad de Sierra Gorda, que se utiliza en aquellos proyectos ubicados en sectores de altitud intermedia (no cordilleranos ni costeros).

Asimismo, se cuenta con información de dos Clúster (o perfiles representativos) para cada una de las zonas geográficas. Para efectos de este análisis de planificación de largo plazo, se considera aquel Clúster que se repite mayor número de ocasiones. Una vez determinado el Clúster se procede a “reordenar” el perfil de generación de tal manera que la generación del parque eólico sea coincidente horariamente con la demanda del sistema.

En el caso de las plantas solares fotovoltaicas, se cuenta con tres perfiles representativos: Calama, San Pedro de Atacama y Pozo Almonte. Debido a la similitud de los tres perfiles y para efectos de simplicidad en el análisis, se considera únicamente el perfil de la localidad de Pozo Almonte.

Por su parte, para la determinación de los perfiles de generación solar, se cuenta con información de un solo Clúster para cada zona, y al igual que en el perfil eólico, se ordena de forma coincidente horariamente con la demanda del sistema.

De esta forma, para cada mes se obtiene un perfil de generación, eólica y solar, como el siguiente:

1.207517

0

15.032

218 0 48 1100

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

Carbón GNL Diesel Solar Eól ico Hidro +

Otros

Geotermia Termosolar

Po

ten

cia

[MW

]Oferta disponible por Tecnología

1.105 1.128

14.303

596

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

En Construcción -ERNC

En Construcción -Convencional

Plan de Obras ERNC Plan de ObrasConvencional

Po

ten

cia

[MW

]

Oferta disponible por Estado




Gráfico 6: Ejemplo de Tratamiento de Perfiles de Generación Eólica y Solar.

3.3.1.4 Disponibilidad y Precio de Combustibles SING

La disponibilidad y precio de los combustibles del SING utilizados para la simulación de la operación corresponden a lo informado por la CNE en el ITD, es decir, 100% disponibilidad de GNL para todas las unidades del SING durante todo el periodo (salvo CTM3 que se retira del SING) y precio de combustible definido en informe mencionado.

Cabe mencionar que todas las unidades consideradas en el plan de obras de generación, que utilizan combustible GNL, cuentan con 100% de disponibilidad de combustible en todo el horizonte de simulación.

En el Gráfico 7 se presenta la evolución de las bandas de precio de los principales combustibles del SING para el periodo 2016 - 2031.

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

[p.u

.]

Perfil Mensual Típico - EólicoCronológico

Cluster 1 Cluster 2

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

5 1 2 3 4 6 7 8 9 10 11 18 24 12 13 14 15 16 17 19 23 20 21 22

[p.u

.]

Perfil Mensual Típico - EólicoCoincidente con Demanda

Cluster Elegido

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

[p.u

.]

Perfil Mensual Típico - SolarCronológico

Cluster 1

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

5 1 2 3 4 6 7 8 9 10 11 18 24 12 13 14 15 16 17 19 23 20 21 22

[p.u

.]

Perfil Mensual Típico - SolarCoincidente con Demanda

Cluster Elegido




Gráfico 7: Evolución de banda de precios de combustibles en el SING.

3.3.2 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL

Para la modelación del SIC se utiliza como base la información contenida en el ITD, considerando oferta de generación, evolución del sistema de transmisión, estadística hidrológica y disponibilidad y precios de combustibles. Las proyecciones de demanda corresponden a las definidas entre ambos CDEC.

Mayores detalles e información se encuentran en la Sección 8.6.

3.3.2.1 Sistema de Transmisión del SIC

El sistema de transmisión del SIC modelado para este ejercicio de planificación, comprende las principales instalaciones del sistema en tensiones mayores que 154 kV, salvo excepciones donde se recurrió a simplificaciones que no afectan la operación económica del sistema y se encuentran modeladas en el ITD.

La capacidad de las líneas de transmisión corresponde a la vigente a la fecha de preparación del presente Informe se considera la información que se está disponible en el sitio Web del CDEC SIC y se encuentra modelada en las bases de datos utilizadas en el ITD.

Además de las instalaciones existentes, el Sistema de Transmisión Base considera todas aquellas nuevas obras y refuerzos a instalaciones existentes que se encuentran incluidas en los Decreto de Expansión o Resolución Exenta publicada por la CNE.

0

20

40

60

80

100

120

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

[USD

/To

n]

Banda de Precio del Carbón

0

2

4

6

8

10

12

14

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

[USD

/MM

BTu

]

Banda de Precio del GNL

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

[USD

/To

n]

Banda de Precio del Diesel

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

[USD

/To

n]

Banda de Precio del Fuel Oil




3.3.2.2 Demanda del SIC

La demanda proyectada para el SIC corresponde a la definida en conjunto entre ambos CDEC.

La modelación de la curva de duración de la demanda considera diez bloques mensuales, donde cada uno de los bloques representa en términos simplificados un conjunto de horas agrupadas, que permiten modelar de manera más compacta la demanda. En base a lo anterior, y con el fin de mantener la correlación horaria entre ambos sistemas SIC y SING, en primer lugar, se identifica de manera simplificada la correspondencia hora-bloque del SIC a partir de la estadística de demanda de este sistema. Una vez identificada la correspondencia hora-bloque del SIC, fue posible sincronizar los diez bloques de demanda del SIC con los perfiles de demanda del SING, cuya modelación más detallada fue obtenida a partir de los perfiles históricos de demanda que dispone el CDEC-SING.

Debido a que el objetivo del presente análisis se enfoca en los requerimientos del sistema de transmisión del SING, sólo se indican los valores globales de demanda del SIC.

Gráfico 8: Proyección de Demanda del SIC.

51 53 55 57 59 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 85 87 89

3,3 4,1 4,0 3,9 3,7 3,5 3,3 3,2 3,2 3,0 2,9 2,8 2,5 2,4 2,4 2,2 2,1 2,1 2,0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

Cre

cim

ien

to [

%]

Ene

rgía

[TW

h]

Energía SIC

Energía Crecimiento

6.8

05

7.0

63

7.3

66

7.6

71

7.9

89

8.3

01

8.6

06

8.9

05

9.2

09

9.5

15

9.8

17

10

.11

5

10

.40

8

10

.68

5

10

.95

3

11

.22

6

11

.48

2

11

.73

7

11

.99

9

12

.25

1

3,8 4,3 4,1 4,2 3,9 3,7 3,5 3,4 3,3 3,2 3,0 2,9 2,7 2,5 2,5 2,3 2,2 2,2 2,1

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

Cre

cim

ien

to [

%]

Po

ten

cia

[MW

]

Potencia Máxima SIC

Potencia Máxima Crecimiento




3.3.2.3 Oferta del SIC

La oferta de generación considerada para efectos de la simulación de la operación del sistema, consiste en aquella necesaria para alcanzar, en el largo plazo, el costo marginal que permite rentabilizar la inversión y operación de la unidad genérica de desarrollo.

La oferta de generación del SIC, necesaria para abastecer los requerimientos de energía y potencia, está conformada tanto por centrales generadoras convencionales como por centrales en base a ERNC. Siguiendo esta definición general, se plantea un escenario inicial de oferta, el cual considera tanto proyectos termoeléctricos convencionales como proyectos ERNC, proyectos que cuentan con su Declaración en Construcción de acuerdo a Resolución Exenta de la CNE y Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada.

Gráfico 9: Oferta Disponible en el SIC.

3.3.2.4 Disponibilidad y Precio de Combustibles SIC

La disponibilidad y precios de los combustibles del SIC utilizados para la simulación de la operación son los indicados en el ITD.

En el siguiente gráfico se presenta la evolución de las bandas de precio de los principales combustibles del SIC para el periodo 2016 - 2031.

6585

27852486 2283

895691

4670 0

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Hidro +

Otros

Diesel GNL Carbón Solar Eól ica Biomasa Geotermia Termosolar

Po

ten

cia

[MW

]

Oferta Instalada por Tecnología

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

Hidro +

Otros

Diesel GNL Carbón Solar Eól ica Biomasa Geotermia Termosolar

Po

ten

cia

[MW

]

Oferta Total por Tecnología

Plan de Obras

Instalada

8.453

3.555

2.032 2.007

299 220 70 0 00

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

Solar Eól ica Hidro +

Otros

GNL Diesel Geotermia Biomasa Carbón Termosolar

Po

ten

cia

[MW

]

Oferta disponible por Tecnología

299

2.407

927

13.002

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

En Construcción -Convencional

En Construcción -ERNC

Plan de ObrasConvencional

Plan de Obras ERNC

Po

ten

cia

[MW

]

Oferta disponible por Estado




Gráfico 10: Evolución de banda de precios de combustibles en el SIC.

En relación a la disponibilidad de combustibles, el único que presenta algún tipo de restricción en el suministro es el Gas Natural. En cuanto a la disponibilidad de gas natural de origen regional (gas desde Argentina u otros países) se supone nula en todo el periodo. En cuanto a la disponibilidad de gas natural licuado (GNL), se utiliza lo indicado en el ITD.

3.4 ESCENARIOS CONSIDERADOS PARA EL ESTUDIO

Para el ejercicio de planificación que se desarrolla en este documento se consideran 3 escenarios de operación, diferenciándose entre sí por el porcentaje de cumplimiento de la Ley N°20.698 de 2013 considerado y las señales de localización como posibles polos de desarrollo de generación ERNC. Éstos son:

Escenario Base. Con demanda informada por ambos CDEC, plan de obras optimizado de acuerdo a restricciones de transmisión, sin considerar la inserción de unidades carboneras en el SING. cuota de potencial ERNC limitado de acuerdo a recursos naturales existentes e idoneidad geográfica.

Escenario ERNC. Con demanda informada por ambos CDEC, plan de obras optimizado sin considerar restricciones de transmisión, ingreso de unidades carboneras en el SING liberado. Cuota de potencial ERNC optimista limitado de acuerdo a recursos naturales existentes e idoneidad geográfica.

Escenario CDEC Conjunto. Con demanda informada por ambos CDEC, plan de obras acordado en conjunto.

0

20

40

60

80

100

120

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

[USD

/To

n]

Banda de Precio del Carbón

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

[USD

/MM

BTu

]

Banda de Precio del GNL

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

[USD

/To

n]

Banda de Precio del Diesel

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

[USD

/To

n]

Banda de Precio del Petróleo IFO-180




3.4.1 ESCENARIO BASE

El Escenario Base se obtiene a partir de un ejercicio de optimización de inversiones, mediante el software Plexos, en base a la minimización de los costos totales de operación, inversión y falla del sistema, utilizando como input los costos de inversión de distintas tecnologías, las zonas con potencial para el desarrollo de las ERNC, la Política Pública para el incentivo de las ERNC (Ley 20/25) y las proyecciones de precios y disponibilidades de combustibles utilizadas por la CNE en el ITD de abril de 2016. Este escenario considera, además, una restricción adicional de no-instalación de centrales en base a carbón.

Esto quiere decir que, se identificaron las zonas geográficas con el recurso natural (sol y viento) suficiente para desarrollar un potencial de generación ERNC, ya sea radiación solar o velocidad del viento, y la inserción de unidades en base a carbón se define como nula.

Gráfico 11: Supuestos y Antecedentes Escenario Base.

La disponibilidad y precio de los combustibles es la indicada en la Sección 3.3.1.4 y en la Sección 3.3.2.4. El costo marginal de largo plazo alcanza un valor del orden los 80 USD/MWh, mientras que su evolución anual es la que se presenta en el Gráfico 12, mostrándose los costos marginales del SING y del SIC, que corresponden al costo marginal promedio anual.

Gráfico 12: Costos Marginales Esperados – Escenario Base.

0

20

40

60

80

100

120

140

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Ene

rgía

[TW

h]

Generación de Energía

ERNC SIC ERNC SING SIC Convencional SING Convencional

0

20

40

60

80

100

120

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Ene

rgía

[TW

h]

Energía SING-SIC

Demanda CDEC-SING Demanda SIC

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Co

sto

Mar

gin

al [

US$

/MW

h]

Costo Marginal

SIC SING




3.4.2 ESCENARIO ERNC

Este escenario se obtiene de la misma forma que el escenario anterior, a partir de un ejercicio de optimización, pero considera liberados los límites zonales de instalación de ERNC en el SING y en el norte del SIC, además de liberar la restricción de no-instalación de centrales a carbón.

Es decir, en las mismas zonas identificadas con presencia de recurso eólico y solar se libera la restricción al software para que instale generación como máximo al doble del potencial de generación ERNC definido en el Escenario Base. De la misma forma, no se restringe la incorporación de unidades carboneras.

Gráfico 13: Supuestos y Antecedentes Escenario ERNC.

La disponibilidad y precio de los combustibles es la indicada en la Sección 3.3.1.4 y en la Sección 3.3.2.4. El costo marginal de largo plazo alcanza un valor del orden los 80 USD/MWh, mientras que su evolución anual es la que se presenta en el Gráfico 13 , mostrándose los costos marginales del SING y del SIC, que corresponden al costo marginal promedio anual.

Gráfico 14: Costos Marginales Esperados – Escenario ERNC.

0

20

40

60

80

100

120

140

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Ene

rgía

[TW

h]


Series1 Series2 Series3 Series4

0

20

40

60

80

100

120

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Ene

rgía

[TW

h]

Energía SING-SIC


0

10

20

30

40

50

60

70

80

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Co

sto

Mar

gin

al [

US$

/MW

h]

Costo Marginal

SIC SING




3.4.3 ESCENARIO CDEC CONJUNTO

En este escenario, conforme fue establecido dentro de los objetivos del Eje Planificación para la integración técnica de los CDEC, se generó en conjunto con el CDEC SIC, una proyección de demanda, que luego es complementada -en este caso- con un plan de obras de generación concordado entre ambos CDEC. El objetivo de este escenario es alcanzar un diagnóstico compartido de los sistemas SING y SIC, en la zona donde se produce la interconexión física entre ambos.

Es decir, este escenario contiene la demanda entregada por ambos CDEC y la oferta disponible acordada lo que genera un plan de obras consensuado para ambos coordinadores.

Gráfico 15: Supuestos y Antecedentes Escenario Conjunto.

La disponibilidad y precio de los combustibles es la indicada en la Sección 3.3.1.4 y en la Sección 3.3.2.4. El costo marginal de largo plazo alcanza un valor del orden los 80 USD/MWh, su evolución anual se presenta en el Gráfico 16, donde se presentan los costos marginales promedio anual del SING y SIC.

Gráfico 16: Costos Marginales Esperados – Escenario Conjunto.

0

20

40

60

80

100

120

140

2017

2018

2019

2020

2021

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2024

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2028

2029

2030

2031

Ene

rgía

[TW

h]


Series1 Series2 Series3 Series4

0

20

40

60

80

100

120

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Ene

rgía

[TW

h]

Energía SING-SIC


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Co

sto

Mar

gin

al [

US$

/MW

h]

Costo Marginal

SIC SING




4. ANÁLISIS DE CAPACIDAD Y SEGURIDAD DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING EN EL LARGO PLAZO

4.1 ASPECTOS GENERALES Y CONSIDERACIONES PARA LOS ANÁLISIS

A partir de las bases señaladas en el Capítulo 3, se modela el SING y se simula la operación económica esperada para el periodo 2016 – 2035. Para efectos de identificar aquellas instalaciones del sistema de transmisión que presentan limitaciones o congestiones, o bien para determinar los flujos esperados máximos por las instalaciones del sistema de transmisión, se utiliza una metodología de diagnóstico que consiste, en primer lugar, en la definición de escenarios de oferta y demanda que permitan representar adecuadamente el desarrollo del SING en un horizonte de 20 años.

Como segundo paso, se obtienen curvas de duración de los flujos de potencia por las líneas a partir de los resultados de las simulaciones de la operación realizadas en el software Plexos. Para efectos de los análisis preliminares se realizan curvas de duración para cada línea de transmisión y para cada uno de los escenarios presentados en la Sección 3.4, los cuales se presentan en Anexos de este informe. Sólo en aquellos casos en los cuales la magnitud de los flujos por una línea de transmisión varíe significativamente de un escenario a otro, o se presenten posibles congestiones de transmisión asociadas a la línea, se presentan los gráficos en el cuerpo del documento, en caso contrario sólo se presentarán los gráficos de flujo del Escenario Base.

Tercero, y con el fin de complementar el diagnóstico, se realizan estudios eléctricos de flujos de potencia en el software DigSilent Power Factory, de manera de identificar aquellas líneas del sistema de transmisión en las cuales una contingencia simple pueda desencadenar la sobrecarga de otros segmentos en la red para algunos escenarios específicos de operación, es decir, se verifica el comportamiento del sistema bajo criterio de seguridad N-1. Por otra parte, a partir de estos estudios se identifican los requerimientos de potencia reactiva en el sistema eléctrico, necesarios para mantener los niveles de tensión del sistema cumpliendo los estándares de calidad de servicio exigidos por la NTSyCS en estado normal de operación, y en estado de alerta en caso de alguna contingencia en una línea de transmisión. Cabe destacar, que el alcance de los estudios eléctricos es sólo identificar problemas que se presentarían en la operación del sistema y levantar las restricciones necesarias para el cumplimiento de criterios de seguridad, pero en ningún caso realizar evaluaciones económicas de los proyectos de transmisión en particular, por lo que el horizonte de análisis para la creación de la base de datos de estudios eléctricos abarca sólo el periodo comprendido entre los años 2016 y 2023. Sin perjuicio de lo anterior, para todas las obras propuestas se verifica el cumplimiento de la NTSyCS para todo el horizonte.

Como paso siguiente, para aquellas instalaciones de transmisión que presentan limitaciones, en el Capítulo 5 se presentan alternativas de proyectos (obras de transmisión) que permitan dar solución a los problemas detectados, y en aquellos casos en que se dispone de más de una alternativa de expansión para levantar una misma restricción, se comparan económicamente en términos de su valor de inversión, escogiéndose la solución de menor costo. Finalmente, con las alternativas de expansión propuestas para levantar las restricciones de transmisión, se realizan simulaciones de la operación con el fin de determinar la fecha óptima de entrada de los proyectos de transmisión, con el fin de minimizar los costos de inversión, operación y falla del sistema, y se determina el beneficio neto que cada obra de expansión genera, con respecto a la situación sin proyecto.

Finalmente, y con el objeto de presentar los análisis y propuestas de manera más clara y ordenada, se establecen 3 zonas o subsistemas dentro del SING, definidas de acuerdo a la ubicación geográfica de las instalaciones y al enmallamiento o enlaces existentes entre ellas. Las zonas definidas para tal efecto son las siguientes:




Zona Norte. Comprendida por las líneas y subestaciones que se encuentran geográficamente ubicadas hacia el norte de las subestaciones Crucero y Encuentro.

Zona Centro. Comprendida por las líneas y subestaciones del sector Tocopilla y Chuquicamata, así como por aquellas instalaciones que conforman el enlace o anillo a través de las siguientes subestaciones: Crucero, Encuentro, Laberinto, El Tesoro, Esperanza, El Cobre.

Zona Sur-Cordillera. Comprendida por las instalaciones que permiten el abastecimiento de las subestaciones Zaldívar, Escondida, Domeyko, O’Higgins y Mejillones, así como de la ciudad de Antofagasta.

Cabe destacar que las zonas Centro y Sur-Cordillera se encuentran conectadas entre sí en diversos puntos del Sistema, por lo cual estas dos zonas deben contar con ciertos análisis y diagnósticos compartidos.

Según se presenta en el Gráfico 2, la demanda actual del SING se encuentra repartida de la siguiente forma entre las zonas geográficas descritas anteriormente:

41% en la Zona Centro. 43% en la Zona Sur-Cordillera. 16% en la Zona Norte.

Por su parte, la generación se encuentra concentrada, principalmente en barras y subestaciones de las zonas Centro (Tocopilla, Norgener) y Sur-Cordillera (Angamos, Atacama, Chacaya, Cochrane y Kapatur).




4.2 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRAS EN SUBESTACIONES

Con el fin de identificar los requerimientos de expansión de las distintas subestaciones nacionales del SING, uno de los principales estudios necesarios, corresponde al análisis de capacidad de barras.

Este estudio tiene como objetivo levantar las restricciones de transmisión generadas por la sobrecarga en las barras de las subestaciones nacionales, producidas por cambios en la demanda, oferta o nuevas topologías de la red. El análisis se desarrolla utilizando un programa que identifica los flujos máximos por cada segmento de barra, para las distintas combinaciones de conexión, falla y flujos por las líneas para los diferentes escenarios de operación.

Las subestaciones que poseen paños de líneas nacionales, según la calificación de instalaciones contenida en el Decreto Supremo 23T de 2016, del Ministerio de Energía (en adelante DS 23T/2016), son las siguientes:

Tabla 3: Subestaciones del Sistema de Transmisión del SING analizadas.

Nombre Sistema de Transmisión Configuración

Tarapacá Nacional Barra simple con transferencia

Lagunas Nacional Barra simple con transferencia

Crucero (*) Nacional Barra simple con transferencia

Encuentro (*) Nacional Barra doble con transferencia

Atacama Nacional Barra simple con transferencia

Parinacota Nacional Barra simple

Cóndores Nacional Barra simple

Pozo Almonte Nacional Barra simple

Laberinto Nacional Barra doble

El Cobre Nacional Barra doble

Chuquicamata Nacional Barra doble

Salar Nacional Barra doble

Calama Nacional Barra simple

Maria Elena (*) Nacional Barra simple con transferencia

El Tesoro Nacional Barra simple

Miraje Nacional Interruptor y Medio

Esperanza Nacional Barra simple

(*) En estas instalaciones, no se identifican problemas en el largo plazo por capacidad de barras. Lo anterior, debido a que su ampliación o normalización ya fue considerada en los planes de obras señalados en los Decretos Supremos N°158 de 2015 y N° 373 de 2016, ambos del Ministerio de Energía (en adelante DS 158/2015 y DS 373/2016, respectivamente).

Las subestaciones a analizadas en este estudio son las siguientes:

Laberinto 220 kV. El Cobre 220 kV. Lagunas 220 kV.

Existe un conjunto de subestaciones contenidas en la Tabla 3, que no requieren aumento de capacidad de barras debido al reducido número de paños que contienen o a la capacidad de las líneas que convergen a ellas, mientras que hay otras que no requieren aumentos de capacidad, debido a que el crecimiento del sistema debería darse de manera natural en alguna de las nuevas subestaciones que se proponen en este




documento. A continuación, se entrega un resumen de las principales características de estas subestaciones y el análisis de sus condiciones de operación y escenarios más críticos.

4.2.1 CAPACIDAD DE BARRAS S/E LAGUNAS

En la Figura 4, se presenta un diagrama unilineal simplificado de la S/E Lagunas, donde se puede observar que dispone de una configuración de barra simple seccionada más barra de transferencia. Dicho diagrama simplificado considera la disposición física real de los paños que se conectan a la S/E y las capacidades de las barras para dos condiciones ambientales.

Figura 4: Diagrama unilineal simplificado S/E Lagunas.

En la Tabla 4, se muestran los resultados de los análisis de capacidad de barra de la S/E Lagunas para las condiciones de operación y escenarios más críticos.

Tabla 4: Resumen resultados análisis capacidad de barra S/E Lagunas.

Casos críticos

Año Flujo Máximo Barra (MW) Segmento Combinación Escenario (*) Comentario

2017 239 BS1_N7-N8 Crucero C1 Transferido BS2 E295-2017 -




(*) Los flujos por los paños correspondientes a cada uno de los escenarios críticos se presentan en el Anexo 8.2

De los resultados obtenidos se puede observar que, frente a las condiciones topológicas actuales de la subestación, y considerando sólo los proyectos de generación y transmisión declarados en construcción que se conectarán a ella, no existen valores que superen el 65% de la capacidad calculada de la barra, lo que significa que se encuentra en una condición con holgura y no debería presentar problemas de capacidad en el horizonte en estudio.




4.2.2 CAPACIDAD DE BARRAS S/E EL COBRE

La S/E El Cobre tiene configuración de doble barra seccionada, tal como se muestra en la Figura 5. En el diagrama unilineal simplificado se muestra la disposición física real de los paños que se conectan a la subestación, los nodos existentes y las capacidades de la barra para dos condiciones ambientales.

Figura 5: Diagrama unilineal simplificado S/E El Cobre.

En la Tabla 5 se muestran los resultados de los análisis de capacidad de barra de la Subestación El Cobre para las condiciones de operación y escenarios más críticos.

Tabla 5: Resumen resultados análisis capacidad de barra S/E El Cobre.

Casos críticos

Año Flujo Máximo Barra (MW) Segmento Combinación Escenario (*) Comentario

2017 225 B2_N2-N3 N° 4, Chacaya C1 y C2_ B2 E91-2017 -

2018 329 B1_N2-N3 N°1, Chacaya C1 y C2_ B1 E305-2018 -

2019 419 B1_N2-N3 N°1, Chacaya C1, Chacaya C2, y Laberinto_B1 E166-2019

2020 406 B2_N2-N3 N°20, Chacaya C1, Chacaya C2, y Laberinto_B2 E167-2020


De los resultados obtenidos se puede observar que, frente a las condiciones topológicas actuales de la subestación, y considerando sólo los proyectos de generación y transmisión declarados en construcción, existe un 56% de holgura en la barra. Es más, debido a la flexibilidad que presenta esta configuración de barras, cualquier escenario más crítico podría mitigarse mediante maniobras operacionales, lo que significa que no deberían existir congestiones debidas a capacidad de barras en el horizonte en estudio.




4.2.3 CAPACIDAD DE BARRAS S/E LABERINTO

La S/E Laberinto tiene configuración de doble barra seccionada, tal como se muestra en la Figura 6. En el diagrama unilineal simplificado se muestra la disposición física real de los paños que se conectan a la subestación, los nodos existentes y las capacidades de la barra para dos condiciones ambientales.

Figura 6: Diagrama unilineal simplificado S/E Laberinto.

En la Tabla 6 se muestran los resultados de los análisis de capacidad de barra de la Subestación Laberinto para las condiciones de operación y escenarios más críticos.

Tabla 6: Resumen resultados análisis capacidad de barra S/E Laberinto.

Casos críticos

Año Flujo

Máximo Barra (MW)

Segmento Combinación Escenario (*) Comentario

2017 569 B2_N3-N4 N°_644 “Kapatur C1-C2, Crucero C1-C2, Mantos Blancos

y Bolero_B1” E45-2017 -

2018 835 B1_N3-N4 N°_569 “Kapatur C1-C2, Nueva Zaldivar C1-C2_B1” E17-2018 -

2019 596 B1_N3-N4 N°_660 “Kapatur C1-C2, Crucero C1-C2_B1” E166-2019 -

2020 558 B2_N2-N3 N°_660 “Kapatur C1-C2, Crucero C1-C2_B1” E160-2020 -


De los resultados obtenidos se puede observar que, frente a las condiciones topológicas actuales de la subestación, y considerando sólo los proyectos de generación y transmisión declarados en construcción, existe un 13% de holgura en la barra. Es más, debido a la flexibilidad que presenta esta configuración de barras, cualquier escenario más crítico podría mitigarse mediante maniobras operacionales, lo que significa que no deberían existir congestiones debidas a capacidad de barras en el horizonte en estudio.




4.3 ANÁLISIS DE LA CONFIGURACIÓN DE BARRAS EN SUBESTACIONES

Conforme lo establece el Artículo 3-24 de la NTSyCS, las subestaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal mayor a 200 kV deberán presentar una configuración de barras con redundancia suficiente para realizar el mantenimiento de cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones se mantengan en operación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas.

Para dar cumplimiento a dicha exigencia, se realizó un levantamiento de las subestaciones cuyos paños pertenecen a las líneas troncales señalados en el DS 23T/2015. Identificadas las subestaciones como se muestra en la Tabla 7, se determinó cuáles cumplen con la exigencia antes descrita y cuáles deben ser normalizadas, con el objeto de proponer las obras necesarias para llevar a cabo dicha normalización.

Tabla 7: Subestaciones del Sistema de Transmisión del SING analizadas.

Nombre Sistema de Transmisión Configuración Cumple con Articulo 3-24

Tarapacá Nacional Barra simple seccionada con transferencia SI

Lagunas Nacional Barra simple seccionada con transferencia SI

Crucero Nacional Barra simple seccionada con transferencia SI

Encuentro Nacional Barra simple seccionada con transferencia SI

Atacama Nacional Barra simple seccionada con transferencia SI

Parinacota (*) Nacional Barra simple NO

Cóndores (*) Nacional Barra simple NO

Pozo Almonte (*) Nacional Barra simple NO

Laberinto (*) Nacional Doble barra con paño acoplador NO

El Cobre (*) Nacional Doble barra con paño acoplador NO

Chuquicamata Nacional Doble barra con paño acoplador NO

Salar Nacional Doble barra con paño acoplador NO

Calama Nacional Barra simple NO

Maria Elena Nacional Barra simple seccionada con transferencia SI

El Tesoro Nacional Barra simple NO

Esperanza Nacional Barra simple NO

O’Higgins Nacional Doble barra con transferencia SI

Miraje Nacional Interruptor y medio SI

Kapatur Nacional Doble barra con doble interruptor SI

Los Changos Nacional Interruptor y medio SI

(*) Instalaciones troncales cuya normalización ya fue considerada en el plan de obras del DS 373/2016.




A partir de la revisión descrita anteriormente, se determina un subconjunto de subestaciones que deben ser sometidas a normalización, estas son:

Tabla 8: Subconjunto de Subestaciones a normalizar.

Nombre Sistema de Transmisión Propietario

Calama Nacional TRANSEMEL

Salar Nacional CODELCO CHILE

Chuquicamata Nacional CODELCO CHILE

El Tesoro Nacional MINERA EL TESORO

Esperanza Nacional MINERA CENTINELA

Las obras de normalización se centran en aquellas subestaciones del SING en configuración de barra simple y que además sirven para el abastecimiento de clientes regulados e industriales. A continuación, se presenta un resumen con las obras propuestas para llevar a cabo la normalización de las subestaciones del SING.

Tabla 9: Obras recomendadas para normalización de Subestaciones.

N°

Obra de

Normalización Plazo

Constructivo Construcción

VI Ref. AVI

Comentario Miles de USD

1 Ampliación S/E Calama 18 meses Inmediata 4.238 497

Nueva Configuración Doble Barra con Doble Interruptor. Necesaria para dar confiabilidad al abastecimiento de la localidad de Calama y sus alrededores.

2 S/E Nueva Chuquicamata 24 meses Inmediata 15.215 1.787



3 S/E Nueva Esperanza 24 meses Inmediata 17.380 2.041

Necesaria para la normalización de las SS/EE El Tesoro y Esperanza y para el desarrollo de la nueva oferta y demanda de la zona.

El detalle de cada anteproyecto y su valorización itemizada se presenta de manera simplificada en el Capítulo 7.




4.4 ANÁLISIS DE CAPACIDAD Y SEGURIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ZONA NORTE

4.4.1 SEGURIDAD DE SUMINISTRO ZONA POZO ALMONTE

En la Figura 7 se presenta un diagrama unilineal simplificado de las líneas que permiten el abastecimiento de las zonas de Arica, Iquique y Pozo Almonte. Actualmente, el abastecimiento de los clientes regulados de Iquique y Pozo Almonte a nivel de transmisión se realiza a través de las líneas 1x220 kV Tarapacá – Cóndores y 1x220 kV Pozo Almonte – Lagunas respectivamente, y sólo ante eventuales emergencias, el abastecimiento se realiza a través de las centrales diésel de la zona, entre ellas Central diésel Iquique, Central Zofri y Estandartes. Conforme lo establece el DS373/2016, al año 2021 se espera la entrada en operación las siguientes instalaciones:

S/E Nueva Pozo Almonte 220 kV. Nueva línea 2x220 kV Cóndores – Nueva Pozo Almonte, tendido de un circuito. Nueva línea 2x220 kV Parinacota – Nueva Pozo Almonte, tendido de un circuito. Nueva línea 2x220 kV Pozo Almonte – Nueva Pozo Almonte, tendido de un circuito.

Estas instalaciones surgen de la necesidad de contar con mayor robustez y seguridad de suministro de las ciudades del norte de Chile, así como también proyectar el desarrollo de las energías renovables no convencionales y las posibles interconexiones internacionales.

Figura 7: Diagrama unilineal simplificado Norte del SING. Arica, Iquique y Pozo Almonte, considerando obras decretadas.

Lagunas

Pozo Almonte

CollahuasiQuebrada

BlancaTarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

Nueva Pozo Almonte

Quiani

220 kV110 kV220 kV Decretadas500 kV En ConstrucciónProyectos en Construcción




No obstante, en un escenario de alta penetración de energía renovable en el sector de Pozo Almonte y ante la contingencia de la línea 220 kV Tarapacá – Cóndores no sería posible evacuar la totalidad de la generación de la zona norte debido a la baja capacidad de la actual línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte (122 MVA). De acuerdo con lo señalado, podría ser necesaria una nueva vía de evacuación de energía desde S/E Pozo Almonte hacia el sur del sistema.

4.4.1.1 Alternativas de transmisión para incremento en capacidad de transmisión

Para evitar los problemas de congestión descritos anteriormente, se proponen las siguientes alternativas de expansión:

Alternativa 1: Nueva línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, 297 MVA, circuito 1. Alternativa 2: Tendido circuito 2 línea 2x220 kV Tarapacá – Cóndores, 166 MVA.

En la Figura 8 se presentan esquemáticamente las alternativas de desarrollo de la transmisión considerando una línea adicional en 220 kV con llegada a la S/E Cóndores, o una línea adicional en 220 kV con llegada a la S/E Nueva Pozo Almonte. Si bien, en ambos casos se aumentaría la capacidad de evacuación de energía presente en la zona norte, la localización de polos de desarrollo de generación ERNC en la zona de Pozo Almonte podría entregar una señal de desarrollo de largo plazo que indicaría como mejor alternativa, el desarrollo de la transmisión a través de esa zona.

Figura 8: Alternativas de desarrollo de la transmisión para el sector de Pozo Almonte.

Alternativa Desarrollo Zona Norte, Pozo Almonte Alternativa Desarrollo Zona Norte, Costa

Lagunas

Pozo Almonte

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

Nueva Pozo Almonte

Quiani

Lagunas

Pozo Almonte

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

Nueva Pozo Almonte

Quiani




Si bien, las congestiones en el sistema de transmisión existen en el largo plazo, estas se evidencian a partir del año 2022, año más probable de entrada de las nuevas líneas Cóndores – Nueva Pozo Almonte y Nueva Pozo Almonte – Parinacota, tal como se muestra en la Figura 9.

Figura 9: Restricción asociada a línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte.

2020 2025 2030 2035-800

-600

-400

-200

0

200

400

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R3N-Lagunas-Pozo(FWD)

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




4.4.2 CAPACIDAD LÍNEA LAGUNAS – COLLAHUASI

En la Figura 10 se presenta un diagrama unilineal simplificado de la zona norte del SING, donde se destaca la línea Lagunas – Collahuasi.

Para el caso de esta línea, la capacidad térmica máxima de cada uno de sus circuitos a 35°C corresponde a 109 MVA, y aplicando criterio de seguridad N-1, se observa que debido a la redistribución de flujos post-contingencia en el resto del sistema su máxima capacidad correspondería a 140 MVA (flujos por la línea 2x220 kV Lagunas – Collahuasi en condición pre falla).

En la Figura 11 se presentan los resultados de los flujos esperados para esta línea ante los distintos escenarios evaluados. De los resultados se puede concluir que la condición más crítica se presenta con la puesta en servicio de nuevos proyectos de generación en la zona norte del SING.

Se estima, que aún se podrían adicionar 150 MW de generación en la zona norte del SING2, por sobre la generación instalada o en construcción considerada al momento de emisión de este informe, sin superar la capacidad máxima de la línea. Más aún, este monto estimado podría aumentar, considerando eventuales crecimientos de demanda de la zona norte, como por ejemplo el proyecto informado por Minera Quebrada Blanca en S/E Lagunas.

Si bien, las restricciones de transmisión anteriormente mencionadas podrían traducirse en necesidades de expansión del sistema -por tratarse de instalaciones dedicadas las recomendaciones escapan de los alcances de este ejercicio.

En base a lo anterior, y en la medida que futuras expansiones de generación lo requieran sería necesario aplicar las siguientes medidas:

Con desarrollo de transmisión, como medida de corto plazo y de desacople de los problemas de capacidad de la transmisión dedicada del sistema de Collahuasi, se recomienda evitar el paralelismo existente actual de dicho sistema con las líneas nacionales Encuentro – Crucero – Lagunas, ya que dicho paralelismo perjudica el desempeño del sistema nacional de la zona norte, especialmente en escenarios de alta penetración de ERNC. Lo anterior podría ser posible a través del seccionamiento de la barra 220 kV de S/E Collahuasi, y distribución equilibrada de consumos desde SS/EE Encuentro y Lagunas respectivamente, operando con seccionador abierto en S/E Collahuasi.

Sin un desarrollo de la transmisión, y dependiendo del nivel de penetración de ERNC en la zona norte del SING, sería recomendable operar la línea 2x220 kV Lagunas – Collahuasi abierta en su extremo Lagunas. No obstante, esta solución operacional debe ser estudiada con mayor detalle, de tal forma de verificar que no se afecta la seguridad y calidad de servicio del SING.

2 Generación adicional instalada desde S/E Lagunas hacia el norte.




Figura 10: Diagrama Unilineal Simplificado Zona Norte del SING. Congestión línea Lagunas - Collahuasi

Lagunas

Pozo Almonte

CollahuasiQuebrada

BlancaTarapacá

Cóndores

G

Nueva Pozo Almonte

220 kV110 kV220 kV En Construcción500 kV En ConstrucciónProyectos en Construcción

Figura 11: Restricción línea 220 kV Lagunas - Collahuasi

2020 2025 2030 2035-50

0

50

100

150

200

250

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R1N-Lag-Collahuasi(FWD)

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




4.4.3 SEGURIDAD DE SUMINISTRO DE CLIENTES REGULADOS EN ZONA NORTE

4.4.3.1 Contexto y Antecedentes Generales

Durante el presente año, y de la mano de la nueva Ley Eléctrica, la seguridad o confiabilidad de suministro de los clientes regulados ha tomado mayor relevancia, en particular, el nivel de interrupciones que percibe la población y familias de cada ciudad del país.

Lo anterior nos lleva a revisar cómo se estructuró el Sistema Interconectado del Norte Grande. Ya sea por las características del sistema, con ciudades desarrolladas bajo al alero de la industria minera, en un sistema predominantemente industrial; o bien debido a las extensas distancias que debe recorrer el sistema de transmisión para entregar suministro a las ciudades; a diferencia de otras ciudades del país, la transmisión dedicada –preferentemente – a las ciudades, no cuenta con respaldos, o criterio N-1. Este criterio de diseño o planificación, presente en las principales ciudades del país, no lo está en las ciudades del norte grande.

En particular, para la zona norte se identifican las siguientes instalaciones zonales:

Zona Norte del SING: Comprendida por la transmisión que abastece Arica, Iquique y Pozo Almonte.

La topología actual del sistema de transmisión zonal que abastece a los consumos regulados de la zona norte del SING depende del desempeño de un sistema eminentemente radial, es decir, que no soporta un análisis de contingencia simple sin presentar energía no suministrada. Esta zona tendrá un sistema nacional robusto cuando entren en operación las nuevas obras decretadas que dan soporte a la zona mediante el enmallamiento de Cóndores – Pozo Almonte – Parinacota, pero el sistema zonal que abastace a los consumos vegetativos aún no soporta un análisis de respaldo (criterio N-1).

En la Figura 12 se presenta en forma simplificada un diagrama unilineal de la actual zona norte del SING.

Figura 12: Diagrama Unilineal Simplificado de las Zona Norte.

Lagunas

Pozo Almonte

Tarapacá

Có

nd

ore

s

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

Quiani

Pukará

Chinchorro

Pacífico

PalafitosCerro

DragónAlto

Hospicio

Tamarugal

Camiña

Pisagua




4.4.4 SEGURIDAD DE SUMINISTRO DE CLIENTES REGULADOS EN ZONA DE ARICA

El abastecimiento de electricidad de la ciudad de Arica se lleva a cabo principalmente a través de la subestación Parinacota, la cual se conecta por medio de una línea de 220 kV a la subestación Cóndores. En subestación Parinacota se conectan tres líneas de 66 kV para abastecer la demanda de clientes regulados conectada en las subestaciones Pukará, Chinchorro y Quiani. Adicionalmente, también se encuentra la subestación Arica la cual se conecta por medio de una línea de 110 kV a la subestación Pozo Almonte, y que sirve como punto de conexión al SING para la Central Diesel Arica y la Central Chapiquiña. Dada la topología prácticamente radial del sistema de 66 kV de la ciudad de Arica, no existe respaldo suficiente ante contigencias en instalaciones con esta tensión en esta zona. Por esta razón, y con el fin de disminuir la energía no servida, se analiza el sistema de transmisión zonal de la ciudad de Arica, para luego proponer obras que ayuden a aumentar el nivel de seguridad de suministro de clientes regulados en Arica.

En la Figura 13 se presenta un diagrama unilineal simplificado del sistema de transmisión zonal que abastece la ciudad de Arica. Actualmente, el abastecimiento de los clientes regulados de Arica a nivel de transmisión se realiza a través de la línea 220 kV Cóndores – Parinacota, y sólo en casos eventuales de emergencia el abastecimiento se realiza a través de la línea 110 kV Arica – Pozo Almonte a través del cierre del tap-off Quiani.

Figura 13: Diagrama Unilineal Simplificado del Sistema de Transmisión Zonal en Arica.

Resto del SING

Parinacota

Arica

220 kV110 kV66 kV13,8 kV

G

G

Pukará

Chinchorro

Quiani

Tap offQuiani

CD Arica

Chapiquiña

4.4.4.1 Análisis Realizados

Analizando la Figura 13, se puede ver que, si el Tap off Quiani se encuentra abierto, existe energía no suministrada (ENS) ante una contigencia simple en alguna de las líneas Parinacota – Quiani, Parinacota – Chinchorro y Parinacota – Pukará.




La proyección de los consumos conectados en cada una de las subestaciones de la Figura 13, se muestra en la Tabla 10.

Tabla 10: Demanda Proyectada Arica.

Potencia Máxima [MW]

Cliente Barra de Consumo 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2030

Emelari Chinchorro 13,8 kV 14,8 15,5 16,3 16,9 17,7 18,4 19,2 20,0 26,07

Emelari Pukará 13,8 kV 19,9 20,9 21,9 22,8 23,8 24,8 25,9 27,0 35,15

Emelari Quiani 13,8 kV 7,6 7,9 8,3 8,7 9,1 9,5 9,9 10,3 13,4

TOTAL 42,2 44,3 46,5 48,5 50,6 52,7 55,0 57,2 74,6

Adicionalmente, se muestran los datos de placa de los transformadores de SS/EE Quiani y Chinchorro:

Tabla 11: Datos de Placa - Transformadores Quiani 66/13,8 kV N°1 y 2

AT (66 kV) BT (13,8 kV)

Ventilación Potencia [MVA] Potencia [MVA]

OA 4,5 4,5

Tabla 12: Datos de Placa - Transformador Chinchorro 66/13,8 kV

AT (66 kV) BT (13,8 kV)


OA 16 16

FA 21 21

A partir de lo anterior, se observa que ante una contingencia simple en uno de los transformadores de Quiani, el otro se sobrecarga. Más aún, estos están operando con una carga de hasta 84%, la cual se proyecta que irá subiendo. Por estas dos razones y con el fin de dar mayor respaldo a los clientes regulados de la ciudad de Arica, se recomienda reemplazar los transformadores existentes por un transformador 66/13,8 kV 15 MVA en S/E Quiani.

Por otro lado, en S/E Chinchorro se tiene un solo transformador 66/13,8 kV 21 MVA el cual opera con un nivel de carga de hasta un 70% y que se proyecta que siga aumentado. Adicionalmente, este transformador no tiene respaldo alguno, por lo que, en caso de falla de este transformador, existe energía no suministrada en S/E Chinchorro. Por estas dos razones, se recomienda la instalación de un segundo transformador 66/13,8 kV 21 MVA en S/E Chinchorro.

En otro ámbito, ante una contigencia simple en alguna de las líneas Parinacota – Quiani, Parinacota – Chinchorro y Parinacota – Pukará, existe energía no suministrada de clientes regulados. Para evitar esta situación, se busca enmallar el sistema de transmisión en 66 kV en la ciudad de Arica.

En primer lugar, en la Figura 14 se observa la ubicación de las SS/EE Arica y Pukará, existiendo una distancia aproximada de 150 metros entre ellas.




Figura 14: Ubicación SS/EE Arica y Pukará

Con el fin de dar un mayor respaldo a los clientes conectados a S/E Pukará ante alguna contigencia en la línea Parinacota – Pukará o bien ante alguna falla en S/E Parinacota, se propone construir una línea en 66 kV entre SS/EE Pukará y Arica. Cabe destacar que estas subestaciones se encuentran separadas por 150 metros de distancia aproximadamente y que ambas poseen espacios suficientes para la instalación de los paños de una nueva línea en 66 kV.

Aplicando la misma lógica, en la Figura 15 se observa la ubicación de las SS/EE CD Arica y Chinchorro, existiendo una distancia cercana a 1 [km] entre ellas. Dada la cercanía entre estas subestaciones y con el fin de dar mayor seguridad de abastecimiento a los clientes regulados conectados en S/E Chinchorro ante alguna contigencia en S/E Parinacota, se propone una nueva línea en 66 kV entre SS/EE Chinchorro y CD Arica.




Figura 15: Ubicación SS/EE Chinchorro y CD Arica

Una vez hecha la propuesta que da mayor seguridad de abastecimiento a los clientes regulados conectados a SS/EE Pukará y Chinchorro, se analiza la situación de la demanda conectada en S/E Quiani.

Debido a que la línea Parinacota – Quiani 66 kV tiene un Tap Off, no es posible abastecer el total de la demanda conectada en S/E Quiani ante una contigencia simple de la línea antes mencionada. Por esta razón y para dar mayor seguridad de abastecimiento a los clientes regulados de S/E Quiani, se propone una nueva línea en 66 kV entre SS/EE Quiani y Parinacota.

Finalmente, con el fin de aumentar la robustez del sistema de transmisión en 66 kV ante una falla en la barra Parinacota 66 kV y para que no exista energía no suministrada en caso de que esta contigencia ocurra, se propone el seccionamiento de esta barra y la posterior reubicación de paños, de acuerdo a lo que se muestra en la Figura 16.

4.4.4.2 Obras de Expansión Propuestas

A partir del análisis anterior y con la finalidad de aumentar el nivel de seguridad de abastecimiento de los clientes regulados de la ciudad de Arica con una mirada de largo plazo, se propone el siguiente plan de obras:

Nueva línea 66 kV CD Arica – Chinchorro 62 MVA Nueva línea 66 kV Pukará – Arica 62 MVA Nueva línea 66 kV Parinacota – Quiani 28 MVA Nuevo transformador 66/13,8 kV 21 MVA en S/E Chinchorro Nuevo transformador 66/13,8 kV 15 MVA en S/E Quiani




Seccionamiento barra Parinacota 66 kV en tres secciones de barra. Sección 1, con lineas 66 kV Parinacota - Quiani c1 y Parinacota - Chinchorro. Sección 2, solo con transformador Parinacota 220/66/13,8 kV. Sección 3, con línea Pukará - Arica 66 kV y nueva línea Quiani - Parinacota 66 kV.

Asegurar modificación de protecciones línea Parinacota – Chinchorro a 240 [A].

Cabe destacar que el dimensionamiento del plan de obras anterior, es tal que no limite el funcionamiento de las instalaciones existentes.

En la Figura 16 se presenta el plan de obras de Transmisión zonal propuesto para la ciudad de Arica:

Figura 16: Diagrama Unilineal Simplificado del Sistema de Transmisión Zonal con Obras Propuestas en Arica

Resto del SING

Parinacota

Arica

G

G

Pukará

Chinchorro

Quiani

Tap offQuiani

CD Arica

Chapiquiña

220 kV110 kV66 kV13,8 kV220 kV en ConstrucciónObra Propuesta

4.4.5 SEGURIDAD DE SUMINISTRO DE CLIENTES REGULADOS EN ZONA DE IQUIQUE Y POZO ALMONTE

La ciudad de Iquique se abastece principalmente por medio de líneas de 110 kV desde las SS/EE Cerro Dragón, Pacífico y Palafitos hacia la S/E Cóndores. La topología del sistema de transmisión en 110 kV de la ciudad de Iquique es prácticamente radial, razón por la que ante una contingencia simple en las líneas Pacífico – Cóndores 110 kV, Palafitos – Cóndores 110 kV y Cerro Dragón – Cóndores 110 kV, existe energía no suministrada teniendose que adoptar medidas operacionales para disminuir esta energía. Por esta razón y con el fin de disminuir la energía no servida a clientes regulados de la ciudad de Iquique y Pozo Almonte, se analiza el sistema de Transmisión Zonal de las ciudades de Iquique y Pozo Almonte, para luego proponer obras que ayuden a aumentar el nivel de seguridad de suministro de clientes regulados en estas comunas.

En la Figura 17 se presenta un diagrama unilineal simplificado del sistema de Transmisión Zonal que abastece la ciudad de Iquique y Pozo Almonte.




Figura 17: Diagrama Unilineal Simplificado del Sistema de Transmisión Zonal en Iquique y Pozo Almonte

Pozo Almonte

Cóndores

Tap offDolores

Iquique

Tap offA.H.

C. Dragón

Palafitos

Pacífico

CD IquiqueG

220 kV110 kV66 kV13,8 kV220 kV en Construcción

La proyección de los consumos conectados en cada una de las subestaciones de la Figura 17, se muestra en la Tabla 13 y la Tabla 14.

Tabla 13: Demanda Proyectada Iquique



Eliqsa Tap Off Alto Hospicio 13,8 kV 13,0 13,6 14,0 14,5 15,0 15,6 16,1 16,6 20,66

Eliqsa Cerro Dragón 13,8 kV 16,0 16,7 17,3 17,9 18,5 19,2 19,8 20,5 25,43

Eliqsa Pacífico 13,8 kV 15,7 16,3 16,9 17,5 18,1 18,7 19,4 20,0 24,87

Eliqsa Palafitos 13,8 kV 12,9 13,4 13,9 14,4 14,9 15,4 15,9 16,5 20,44

TOTAL 57,6 60,0 62,2 64,3 66,5 68,8 71,2 73,6 91,4

Tabla 14: Demanda Proyectada Pozo Almonte - Tap off Dolores



Camiña Tap Off Dolores 23 kV 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

Cosayach Dolores Tap Off Dolores 23 kV 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23

Eliqsa Dolores Tap Off Dolores 13,8 kV 0,13 0,14 0,14 0,15 0,15 0,16 0,17 0,17 0,21

TOTAL 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,6

Adicionalmente, los datos de placa de los transformadores en los Tap Off Alto Hospicio y Dolores, respectivamente son:




Tabla 15: Datos de Placa - Transformador Alto Hospicio 110/13,8 kV

AT (66 kV) BT (13,8 kV)


OA 10 10

FA 15 15

Tabla 16: Datos de Placa - Transformador Dolores 110/23 kV

AT (66 kV) BT (13,8 kV)


OA 2 2

A partir de lo anterior, se observa que en un periodo de 4 años el transformador que está en el Tap Off Alto Hospicio presentará sobrecarga. Más aún, hoy en día dicho transformador opera con una carga de hasta el 86% y no cuenta con un transformador de respaldo, por lo que existe energía no servida ante una contigencia simple en la línea Cóndores – Cerro Dragón 110 kV. Por estas razones y con el fin de dar mayor respaldo a los clientes regulados de la ciudad de Pozo Almonte, se recomienda instalar un segundo transformador 110/13,8 kV 15 MVA en Tap Off Alto Hospicio. Adicional a esto último, se recomienda la construcción de una nueva subestación seccionadora ubicada en el actual Tap Off Alto Hospicio, de manera que una falla en los segmentos de línea Cerro Dragón – Alto Hospicio o Alto Hospicio – Cóndores no produzca la salida completa de la línea Cerro Dragón – Cóndores 110 kV, obra que se ve complementada con el tendido del segundo circuito de la línea Cerro Dragón – Cóndores 110 kV.

Por otro lado, en el Tap Off Dolores existe un solo transformador 110/23 kV 2 MVA el cual opera con un nivel de carga de hasta un 75%. Cabe destacar que por medio del Tap Off Dolores se suministra electricidad a las localidades de Camiña, Pisagua, Pacagua y Moquella. Adicionalmente, este transformador no tiene respaldo alguno, por lo que, en caso de falla de este transformador, existe energía no suministrada. Por estas razones, se recomienda la instalación de un segundo transformador 110/23 kV, 2 MVA en el Tap Off Dolores. Complementaria a esta obra, también se recomienda construir una nueva subestación seccionadora de tres interruptores ubicada en el actual Tap Off Dolores, lo cual aumentaría el nivel de seguridad de suministro de electricidad para los clientes regulados que se abastecen por medio del Tap Off Dolores. Cabe destacar que el Tap Off Dolores, es una conexión en derivación a la línea Arica – Pozo Almonte 1x110 kV, la cual tiene una longitud aproximada de 216 km, por lo que su probabilidad de falla es mayor en comparación a otras líneas más cortas.

En otro ámbito, ante una contigencia simple en alguna de las líneas Cóndores – Pacífico, Cóndores – Palafito y Cóndores – Cerro Dragón, existe energía no suministrada de clientes regulados. Para evitar esta situación, se busca enmallar el sistema de transmisión en 110 kV en la ciudad de Iquique.

En primer lugar, tal como se mencionó, se recomienda tender el segundo circuito de la línea Cóndores – Cerro Dragón 110 kV para dar mayor seguridad de suministro a los clientes regulados que se abastecen desde S/E Cerro Dragón. Adicional a esto, también se recomienda el seccionamiento del circuito existente de la línea Cóndores – Cerro Dragón 110 kV en la actual ubicación del Tap Off Alto Hospicio.

Adicionalmente se analiza la ubicación de las SS/EE Pacífico y Palafitos, mostrada en la Figura 18:




Figura 18: Ubicación SS/EE Pacifico y Palafitos

Ambas subestaciones pueden ser interconectadas por medio de una línea de 110 kV, con una longitud aproximada de 3 [km] si se consideran los desvíos por las calles. La unión de ambas subestaciones por medio de dicha línea, permitirá que ante una contigencia de alguna de las líneas Cóndores – Palafitos o Cóndores – Pacífico, no exista energía no servida.

Finalmente, con el fin de aumentar la robustez del sistema de transmisión en 110 kV ante una falla en la barra Cóndores 110 kV y para que no exista energía no suministrada en caso de que esta contigencia ocurra, se propone el seccionamiento de esta barra y la posterior reubicación de paños, de acuerdo a lo que se muestra en la Figura 19.


A partir del análisis anterior y para disminuir el riesgo de desabastecimiento de electricidad de los clientes regulados de la ciudad de Iquique y Pozo Almonte bajo una mirada de largo plazo, se propone el siguiente plan de obras:




Tendido segundo circuito Cerro Dragón – Cóndores 110 kV Nueva subestación seccionadora de circuito existente Cerro Dragón – Cóndores 110 kV en Tap off

Alto Hospicio Nuevo transformador Alto Hospicio 110/13,8 kV 15 MVA en nueva subestación Alto Hospicio Nueva línea 110 kV, 105 MVA entre SS/EE Pacífico y Palafitos Nuevo transformador 66/13,8 kV 4,5 MVA en S/E Quiani Seccionamiento barra Cóndores 110 kV en tres secciones de barra. Sección 1, con lineas 110 kV

Cóndores - Pacífico y Cóndores - C. Dragón c2 110 kV. Sección 2, solo con transformador Cóndores 220/110/13,8 kV. Sección 3, con línea Cóndores - Palafitos 110 kV y Cóndores – Alto Hospicio 110 kV

Nueva subestación seccionadora de línea 1x110 kV Arica – Pozo Almonte en Tap off Dolores Nuevo transformador en S/E Dolores 110/23 kV 2 MVA

Cabe destacar que el dimensionamiento del plan de obras anterior, es tal que no limite el funcionamiento de las instalaciones existentes.

En la Figura 19 se presenta el plan de obras de transmisión zonal propuesto para las ciudades de Iquique y Pozo Almonte:

Figura 19: Diagrama Unilineal Simplificado del Sistema de Transmisión Zonal en Iquique y Pozo Almonte

Pozo Almonte

Cóndores

DoloresIquique

A.H.

C. Dragón

Palafitos

Pacífico

CD Iquique

G

220 kV110 kV66 kV13,8 kV220 kV en ConstrucciónObra Propuesta




4.5 ANÁLISIS DE CAPACIDAD Y SEGURIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ZONA CENTRO

4.5.1 CAPACIDAD Y SEGURIDAD DE TRANSMISIÓN LÍNEA 220 KV SALAR – CALAMA

En la actualidad, la ciudad de Calama y pueblos aledaños son abastecidos desde la S/E Calama 220 kV, que a su vez se encuentra conectada al sistema de transmisión del SING mediante una línea de simple circuito entre las subestaciones Salar y Calama, en 220 kV. Además de dar abastecimiento a la ciudad de Calama, esta línea también es la ruta de evacuación para generación renovable no convencional presente en la zona, ya sea Central Solar Jama como Central Eólica Valle de los Vientos, que en su totalidad alcanzan los 145 MW de capacidad instalada, aproximadamente. En la Figura 20 se muestra el diagrama unilineal simplificado del sistema de transmisión de la zona.

Figura 20: Diagrama Unilineal Simplificado Zona Calama

Crucero

Encuentro

Resto del SING

CalamaChuquicamata

Salar

MariaElena

Norgener

Central Tocopilla

G

G

Hoy en día, ante una desconexión forzada de la línea 220 kV Salar – Calama y debido a su característica de simple circuito, el 100% de los consumos regulados de Calama quedan desabastecidos hasta la reposición de la línea, la cual no es inmediata.

En lo que se refiere a mantenimientos, al ser estos programados, es posible planificarlos en horarios de menor demanda o cuando la generación ERNC es suficiente para abastecer los consumos en forma aislada del sistema, sin embargo, dicha condición no es sostenible en el tiempo debido a los futuros incrementos de demanda y oferta de la zona y la variabilidad de la generación eólica presente.

Es por esta razón, permitir un abastecimiento seguro y confiable de la demanda, que se hace necesario el tendido de un segundo circuito de la línea Salar - Calama, lo que logra robustecer el sistema de transmisión que permite el abastecimiento de dicha localidad, para así dar respaldo a la operación de los clientes regulados presentes en Calama.

Finalmente, considerando que:

Las actuales reposiciones de servicio requieren de la disponibilidad total de las centrales ERNC en la zona de Calama, lo cual no está garantizado en el largo plazo (operación en isla).

No existe la posibilidad de robustecer la zona mediante enmallamientos a nivel de distribución o en tensiones menores que 220 kV, ya que la única línea de conexión al sistema corresponde a la línea 220 kV Salar – Calama.




Nuevos motores cuya función sería recortar demanda en la zona tienen un alto costo, competitivo con el desarrollo de la transmisión, pero no permiten reposiciones inmediatas de servicio.

En conclusión, la mejor opción para la solución a los problemas de seguridad y calidad de suministro de la zona de Calama, corresponde al desarrollo del sistema de transmisión.

4.5.1.1 Estadística de fallas y mantenimientos

Con el fin de evaluar el impacto en el mediano plazo de las desconexiones forzadas y los mantenimientos de la línea 220 kV Salar – Calama, se utilizará la estadística histórica de las fallas y de los mantenimientos de esta línea.

Cabe destacar que la actual línea 220 kV Salar – Calama es el resultado de la reconfiguración de la antigua línea 110 kV Salar – Calama, por lo que se considerarán los tiempos fuera de servicio de esta línea en la estadística de fallas.

En las Tabla 17 y Tabla 18 se presentan las estadísticas de falla de la línea Salar – Calama, y los mantenimientos realizados a la misma.

Tabla 17: Estadística de fallas zona Calama.

Estadística de 9 años (2007 a 2016).

Líneas N° Fallas Tiempo Total de Desconexión [hr] Años Estadística Horas Año

Línea 110 kV Salar – Calama 4 21,88 9 2,43

Línea 220 kV Salar – Calama (*) 0 0 1 0

(*) Línea Salar – Calama pasa de 110 kV a 220 kV durante el año 2015

Tabla 18: Mantenimientos Línea 220 kV Salar – Calama.

Estadística de 3 años (2013-2014-2015)

Líneas N°

Mantenimientos Tiempo Total de Desconexión [hr]

Línea 220 kV Salar – Calama 8 53

Paño Salar, Línea Salar – Calama 3 28

Paño Calama, Línea Salar – Calama 0 Total, horas - 81

Horas/año - 27

De acuerdo a la estadística de fallas, la línea 220 kV Salar – Calama tiene una tasa de desconexión promedio de 2,4 horas al año por desconexión forzada y de 27 horas al año por concepto de mantenimientos programados.

Considerando que los mantenimientos son planificados, y que se pueden realizar en horarios de menor demanda, los impactos por concepto de mantenimientos se evaluarán en los horarios típicos donde éstos se materializan. De la estadística se observa que los mantenimientos no se realizan de noche, y en general en el horario de mínima demanda de día, esto es, entre las 08:00 y las 16:00.




4.5.1.2 Alternativas de transmisión para incremento en seguridad de suministro

Para evitar los problemas de seguridad de suministro descritos anteriormente, se propone la siguiente alternativa de expansión:

Alternativa 1: Reubicación de Paño Calama de S/E Salar a S/E Nueva Chuquicamata.

Tabla 19: Obras recomendadas para normalización Zona Calama.

N°

Obra de

Normalización Plazo

Constructivo Construcción

VI Ref. AVI

Miles de USD

1 Reubicación de Paño Calama

de S/E Salar a S/E Nueva Chuquicamata

18 meses Inmediata 7.364 753

En la Figura 21 se presenta esquemáticamente la alternativa de desarrollo de la transmisión, considerando el tendido del segundo circuito de la línea 220 kV Salar – Calama.

Figura 21: Alternativa de desarrollo de la transmisión para abastecimiento de Calama.

Crucero

Encuentro

Resto del SING

CalamaChuquicamata

Salar

MariaElena

Norgener

Central Tocopilla

G

G




4.5.2 CAPACIDAD LÍNEA 220 KV KIMAL – ENCUENTRO

Una vez materializado el nuevo proyecto en construcción “Nueva Subestación Seccionadora 220 kV Crucero Encuentro” (Decreto Supremo N° 201 de 2014, del Ministerio de Energía, en adelante DS 201/2014), denominada “Kimal”, las líneas Crucero – Kimal y Kimal – Encuentro, presentarán una restricción en su capacidad, permitiendo flujos de hasta los 500 MVA.

De acuerdo con las simulaciones de la operación de largo plazo, los flujos esperados por la línea Kimal – Encuentro superarían los 500 MVA en el largo plazo, debido principalmente a la llegada de la Interconexión SING-SIC en conjunto con las nuevas líneas de 500 kV desde S/E Los Changos hacia Kimal. El sistema de 500 kV anteriormente mencionado, significaría un camino de baja impedancia hacia la zona centro del SING, y considerando que la subestación Encuentro representa un centro de carga del SING, los flujos desde Kimal hacia Encuentro superarían los 1000 MVA de cara a la Interconexión SING-SIC.

Figura 22: Diagrama simplificado zona centro del SING.

Crucero

Encuentro

Resto del SING

Lagunas

CalamaChuquicamata

Salar

Quillagua

MariaElena

Nueva Victoria

Norgener

Central Tocopilla

G

G

Huatacondo

Kimal

Laberinto

Kapatur

G

SIC

LosChangos




En el caso de la línea Crucero – Kimal, inicialmente dichos flujos estarían dentro de márgenes acotados gracias al proyecto en construcción de reubicación de conexiones desde S/E Crucero a S/E Kimal (DS N°158/2015). Si bien, en las curvas de duración los flujos podrían superar los 500 MVA a contar del año 2025, dichos flujos aún no son del todo representativos ya que no se observan futuros crecimientos de demanda de Minera El Abra conectados radialmente desde S/E Crucero.

En base a lo anterior, sólo se contempla analizar la ampliación de la línea Kimal - Encuentro.

4.5.2.1 Flujos esperados Escenario Base

En las Figura 24 y Figura 25 se presentan las curvas de duración de los flujos esperados para las futuras líneas 220 kV Kimal – Encuentro y 220 kV Crucero - Kimal, para el escenario base, donde se verifica que para la primera se alcanzarían los 800 MVA con la llegada del sistema de 500 kV desde S/E Los Changos.

Figura 23: Flujos temporales esperados 220 kV Crucero – Kimal – Encuentro, Escenario Base

Flujos esperados Crucero – Kimal Flujos esperados Kimal – Encuentro

2020 2025 2030 2035-200

-100

0

100

200

300

400

500

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R1A-Crucero->Encuentro (Cruc-NCruc) FWD

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R1B-Crucero->Encuentro (NCruc-Enc) FWD

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




Figura 24: Flujos esperados línea 220 kV Crucero – Kimal

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =98

máximo=322

mínimo =-109

2017

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

R1A-Crucero->Encuentro (Cruc-NCruc) FWD(MW)

media =57

máximo=307

mínimo =-110

2018

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =165

máximo=265

mínimo =-17

2019

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =202

máximo=271

mínimo =49

2020

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =196

máximo=300

mínimo =34

2021

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =204

máximo=302

mínimo =32

2022

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =212

máximo=319

mínimo =-25

2023

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =236

máximo=343

mínimo =59

2024

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =256

máximo=366

mínimo =54

2025

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =224

máximo=342

mínimo =2

2026

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =219

máximo=324

mínimo =-16

2027

Límite N-1

20 40 60 80 100

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =216

máximo=312

mínimo =-2

2028

Límite N-1




Figura 25: Flujos esperados línea 220 kV Kimal - Encuentro

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =98

máximo=322

mínimo =-109

2017

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

R1B-Crucero->Encuentro (NCruc-Enc) FWD(MW)

media =46

máximo=307

mínimo =-110

2018

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =62

máximo=344

mínimo =-82

2019

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =112

máximo=240

mínimo =-68

2020

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =297

máximo=667

mínimo =-171

2021

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =248

máximo=645

mínimo =-174

2022

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =184

máximo=703

mínimo =-302

2023

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =207

máximo=639

mínimo =-244

2024

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =228

máximo=694

mínimo =-284

2025

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =276

máximo=804

mínimo =-139

2026

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =256

máximo=768

mínimo =-124

2027

Límite N-1

20 40 60 80 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo N

-1(M

W)

media =306

máximo=817

mínimo =-91

2028

Límite N-1




4.5.2.2 Capacidades Línea 220 kV Kimal - Encuentro

En la Tabla 20 se presentan las capacidades de los distintos equipos de paño, conexiones y empalmes de la línea Crucero – Encuentro en S/E Encuentro y Kimal – Encuentro, donde se puede identificar que las mayores limitantes son los conductores de conexión a la barra Encuentro y los conductores de los empalmes desde la línea hacia la nueva subestación. Finalmente, en la Figura 26 se presenta un diagrama de la conexión de la línea Kimal – Encuentro en subestación Encuentro.

Tabla 20: Capacidades línea 220 kV Kimal – Encuentro.

Equipos de Paño / Subestación Capacidad [MVA]

Crucero Encuentro

Empalmes 10 km desde línea Crucero - Encuentro a S/E Kimal3 500 500

Interruptores 760 760

TTCC 1000 1000

Desconectadores Actuales 760 760

Figura 26: Capacidades conexiones de línea 220 kV Crucero – Kimal – Encuentro.

Crucero

Encuentro

Kimal

500 MVA

500 MVA

1000 MVA1000 MVA

500 MVA

500 MVA

1000 MVA1000 MVA

4.5.2.3 Restricciones de transmisión identificadas

La contingencia crítica identificada para la línea Kimal – Encuentro corresponden a la desconexión forzada de alguna de estas líneas, lo anterior, debido a que la corta distancia y por lo tanto baja impedancia de las mismas, los flujos post-continencia no se redistribuyen hacia otras líneas del sistema.

Para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1, se identificó la siguiente restricción de transmisión:

3 Dichos empalmes de 500 MVA aún no se encuentran en proceso de construcción, ya que la nueva subestación Kimal aún se encuentra en proceso

de licitación, y sólo podría comenzarse el proceso de construcción una vez se encuentre adjudicada.




Restricción por contingencia en Líneas 220 kV Kimal – Encuentro 1 o 2:

𝐹𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜 −𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜 1+2 < 500

4.5.2.4 Simulaciones con restricciones de transmisión identificadas

Figura 27: Activación de restricciones de transmisión línea Kimal – Encuentro, Caso Base.

Flujos esperados Crucero – Kimal Flujos esperados Kimal – Encuentro

En la Figura 27 se presentan los resultados de las simulaciones de largo plazo para para el escenario base, en particular, como se activa la restricción de transmisión de la línea Crucero – Kimal – Encuentro.

De los resultados se puede verificar que la activación de dicha restricción se produciría en conjunto con la llegada del sistema de 500 kV desde S/E Los Changos, esto es, durante el año 2021. No obstante, debido a que los empalmes a la S/E Kimal aún no inician su proceso de construcción, este proyecto será evaluado considerando construcción inmediata, de tal manera de optimizar los costos de inversión de manera conjunta con otros proyectos.

4.5.2.5 Alternativas que solucionan problemas de transmisión

Las alternativas que permiten solucionar los problemas de transmisión asociados a esta línea son las siguientes:

Alternativa 1: Nueva Línea 2x220 kV Kimal – Encuentro, circuito 1, 500 MVA. Alternativa 2: Aumento de capacidad de empalmes desde punto de Seccionamiento de la línea

Crucero - Encuentro hacia la nueva subestación Kimal, y adecuaciones de paños y conexiones de línea Kimal – Encuentro en S/E Encuentro.

Las evaluaciones económicas permiten definir la propuesta de expansión definitiva.

2020 2025 2030 2035-200

-100

0

100

200

300

400

500

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R1A-Crucero->Encuentro (Cruc-NCruc) FWD

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1




4.6 ANÁLISIS DE CAPACIDAD Y SEGURIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ZONA SUR Y CORDILLERA

Para una mayor orientación del sistema de transmisión existente y en construcción, en la Figura 28 se presenta un diagrama unilineal simplificado de las zonas sur y cordillera del SING.

Figura 28: Diagrama Unilineal Simplificado Zona Sur-Cordillera

G

Angamos

EncuentroKapatur G

Kimal

LosChangos

SIC Laberinto

GChacaya

Atacama

El Cobre

Mantos Blancos

G

O’Higgins

Domeyko

Nueva Zaldivar

Mejillones

Esmeralda

Coloso

Sulfuros

Zaldivar

Andes

Escondida

OGP1

P. Oxidos

Laguna Seca

CapricornioOeste

Antofagasta

Alto Norte

Esperanza


Palestina




En el ejercicio de análisis del sistema de transmisión en el largo plazo se revisó la capacidad de transmisión de las líneas y transformadores existentes y proyectados en la zona sur cordillera, como también, que las instalaciones cumplan con los estándares definidos en Norma Técnica.

Algunas de las instalaciones analizadas son:

2x220 kV Kapatur – Los Changos. 2x220 kV Los Changos – Kimal. 2x220 kV Kimal – Laberinto. 2x220 kV Laberinto – Nueva Zaldivar. 2x220 kV Atacama – O’Higgins. 3x220 kV O’Higgins – Domeyko. 1x220 kV Chacaya – Mejillones. 1x220 kV Mejillones – O’Higgins.

Si bien, actualmente no existen problemas de capacidad de la línea Mejillones – O’Higgins en operación normal, en el largo plazo, con los crecimientos de demanda de Minera Escondida, cambios topológicos en el sistema de transmisión, y la llegada de la Interconexión SING-SIC, podrían a aparecer problemas de capacidad asociados al cumplimiento del criterio de seguridad N-1, debido a la baja impedancia que significa esta línea para la inyección de las centrales en S/E Chacaya.

Para el caso de las actuales líneas 220 kV Atacama – O’Higgins – Domeyko no se identifican problemas de capacidad por suficiencia, más aún, considerando que dichas líneas sólo son utilizadas al máximo para escenarios de máximo despacho de la central Gas Atacama o de exportación hacia el SADI. Sin embargo, en el largo plazo el escenario cambia, debido a crecimientos de demanda de Minera Escondida, disponibilidad de gas para la central Gas Atacama, cambios topológicos en la red de transmisión4, y la Interconexión SING-SIC, para lo cual podrían aparecer problemas de capacidad sobre esta línea por criterios de seguridad, en escenarios de máximo despacho de la central GasAtacama y con flujos desde el SING hacia el SIC.

Desde el año 2016, con la entrada y puesta en servicio de los seccionamientos en O’Higgins y de la Interconexión SING – SIC, se observan cambios en la distribución de flujos en varias líneas pertenecientes a la zona sur cordillera lo que libera las restricciones o limitaciones de transmisión vistas en el corto plazo, restricciones asociadas a las actuales políticas de operación de la zona.

Además, de los análisis preliminares realizados, se identifican problemas de capacidad en el largo plazo asociados a los Nuevo Bancos de Transformación 500/220 kV en S/E Los Changos en el período inicial de puesta en servicio de la Interconexión SING – SIC (en el año 2018), sin embargo, dicho problema es de corto plazo y se soluciona con el proyecto en construcción Nuevo Banco de Transformación 500/220 kV en S/E Los Changos (Año 2021, DS N°158/2015) y la puesta en servicio del sistema de 500 kV desde S/E Los Changos a Kimal. No obstante, se debe destacar que, debido a lo antes señalado, inicialmente la Interconexión quedaría limitada a un nivel inferior a 1000 MVA en el período 2018-2021.

Finalmente, en el largo plazo se puede proyectar una posible limitación de los flujos de potencia que podrían generarse en escenarios de intercambio económico sin restricciones entre el SIC y el SING, donde dependiendo del desarrollo de polos de generación ERNC localizados en la zona norte del país, podría ser necesario aumentar la capacidad de transmisión del sistema de Interconexión entre el SIC y el SING, sin

4 Líneas Atacama – Domeyko seccionadas en O’Higgins y con inyección desde S/E Kapatur




embargo, debido a la alta incertidumbre de los escenarios futuros de desarrollo de generación, y que además aún no se materializa la obra de transmisión de interconexión, los requerimientos de expansión de dicho enlace entre sistemas no será analizado en este informe de expansión.

Con respecto a los estándares definidos en la Norma Técnica, se evalúan los niveles de tensión de las barras presentes en la zona sur cordillera, ya sea en operación normal como ante contingencia, y no se observan valores por fuera de los valores exigidos.

Figura 29: Flujos por línea Zona Sur Cordillera, Caso Base.

2020 2025 2030 2035-200

-100

0

100

200

300

400

500

t[años]

Flu

jo(M

W)

Cental Atacama 220-> O'Higgins 220

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-50

0

50

100

150

200

250

300

350

400

t[años]

Flu

jo(M

W)

Chacaya 220->Mejillones 220

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[años]

Flu

jo(M

W)

Kapatur 220->Laberinto 220

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

t[años]

Flu

jo(M

W)

Kapatur 220->O'higgins 220 I

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




4.6.1 CAPACIDAD LÍNEAS MEJILLONES – O’HIGGINS Y ATACAMA – O’HIGGINS

De los análisis preliminares realizados, se identifican problemas de capacidad de las líneas Atacama – O’Higgins y Mejillones – O’Higgins asociados al cumplimiento del criterio de seguridad N-1.

Los problemas de capacidad y seguridad que se veían solucionados en el mediano plazo a través de proyectos de transmisión, o problemas que no se habían identificado anteriormente, aparecerían en el mediano y largo plazo debido a aumentos en los flujos asociados a la Interconexión SING-SIC, y cambios en la distribución de los mismos asociados a la misma Interconexión y los cambios topológicos que involucran los nuevos proyectos de transmisión en construcción.

Línea 1x220 kV Mejillones – O’Higgins

Para el caso de la línea 1x220 kV Mejillones – O’Higgins, los principales problemas se presentan en el corto plazo debido a los incrementos de demanda de Minera Escondida.

2020 2025 2030 2035-50

0

50

100

150

200

250

300

t[años]

Flu

jo(M

W)

Laberinto 220->Nueva Zaldivar 220 I

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[años]

Flu

jo(M

W)

Mejillones 220->O'higgins 220

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[años]

Flu

jo(M

W)

NuevaC

rucero 220->Laberinto 220 I

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-100

0

100

200

300

400

500

t[años]

Flu

jo(M

W)

O'higgins 220->Domeyko 220

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




Si bien, los flujos después del año 2018 no superan la capacidad de la línea (260 MVA), son en general cercanos o superiores a los 200 MW, con lo que una contingencia simple por alguna de las líneas de Inyección de S/E Chacaya vuelve a generar problemas de capacidad en el sistema asociados a esta línea.

Línea 220 kV Atacama – O’Higgins

Para el caso de la línea 2x220 kV Atacama – O’Higgins, los principales problemas se presentan en el mediano plazo debido a los cambios en la distribución de flujos asociados a los cambios topológicos del sistema, la llega de la Interconexión, y la futura disponibilidad de combustible para la central Gas Atacama

Si bien, los flujos después del año 2018 no superan la capacidad térmica de la línea (2x250=500 MVA), alcanzan valores cercanos a los 400 MW, con lo que una contingencia simple por alguno de los circuitos de esta línea genera limitaciones en el sistema de transmisión asociados a esta línea.

4.6.1.1 Capacidades Líneas de 220 kV Atacama – O’Higgins y Mejillones – O’Higgins

En la Tabla 21 se presentan las capacidades de las líneas Atacama – O’Higgins y Mejillones – O’Higgins, donde la capacidad utilizada para evaluar sobrecostos de operación por limitaciones de transmisión, fue considerada a la temperatura promedio en estas líneas, en este caso, 30°C.

Tabla 21: Capacidades líneas 220 kV Atacama – O’Higgins y Mejillones – O’Higgins

Potencia (MVA)

Línea 25°C 30°C 35°C TTCC

Mejillones - O'Higgins 293.4 259.9 221.8 304.8

Atacama - O'Higgins 1 o 2 278.5 262.5 245.8 365.8

4.6.1.2 Restricciones de Transmisión Identificadas

La contingencia crítica identificada para la línea Mejillones – O’Higgins, corresponde a la desconexión forzada de la Línea 1x220 kV Chacaya – Mantos Blancos, mientras que la contingencia crítica identificada para la línea 2x220 kV Atacama – O’Higgins corresponde a la desconexión de alguno de sus circuitos.

En la Figura 30 se presenta un diagrama simplificado donde se identifican las contingencias críticas que congestionan las líneas Mejillones – O’Higgins y Atacama – O’Higgins.




Figura 30: Diagrama simplificado Sur-Cordillera. Contingencias y líneas con problemas de capacidad.

G

G

Angamos

Chacaya

Atacama

Gaby

El Cobre

Laberinto

Lomas Bayas

Mantos Blancos

G

O’Higgins

Domeyko

Nueva Zaldivar

Mejillones

Kapatur

G

Esmeralda

Coloso

Sulfuros

Zaldivar

Andes

Escondida

OGP1

P. Oxidos

Laguna Seca

Capricornio

Oeste

220 kV110 kV

Antofagasta

Alto Norte

G

G

Angamos

Chacaya

Atacama

Gaby

El Cobre

Laberinto

Lomas Bayas

Mantos Blancos

G

O’Higgins

Domeyko

Nueva Zaldivar

Mejillones

Kapatur

G

Esmeralda

Coloso

Sulfuros

Zaldivar

Andes

Escondida

OGP1

P. Oxidos

Laguna Seca

Capricornio

Oeste

220 kV110 kV

Antofagasta

Alto Norte




Para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1, se identificaron las siguientes restricciones de transmisión para las líneas mencionadas:

1. Restricción por contingencia en Línea 220 kV Atacama – O’Higgins 1 o 2:

R9A- Restricción Atacama – O’Higgins

Antes Línea 500 kV Los Changos – Kimal (2016-2021)

𝐹𝐴𝑡𝑎𝑐𝑎𝑚𝑎 –𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1 + 0.56 𝐹𝐴𝑡𝑎𝑐𝑎𝑚𝑎 –𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 2 < 260

Después Línea 500 kV Los Changos – Kimal (2021 en adelante)

𝐹𝐴𝑡𝑎𝑐𝑎𝑚𝑎 –𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1 + 0.54 𝐹𝐴𝑡𝑎𝑐𝑎𝑚𝑎 –𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 2 < 260

R9B- Restricción Mejillones – O’Higgins

Antes Línea 500 kV Los Changos – Nueva Crucero Encuentro (2016-2021)

𝐹𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 –𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 + 0.36 𝐹𝐶ℎ𝑎𝑐𝑎𝑦𝑎 –𝑀𝑎𝑛𝑡𝑜𝑠 𝐵𝑙𝑎𝑛𝑐𝑜𝑠 < 260

Después Línea 500 kV Los Changos – Nueva Crucero Encuentro (2021 en adelante)

𝐹𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 –𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 + 0.4 𝐹𝐶ℎ𝑎𝑐𝑎𝑦𝑎 –𝑀𝑎𝑛𝑡𝑜𝑠 𝐵𝑙𝑎𝑛𝑐𝑜𝑠 < 260

4.6.1.3 Simulaciones con restricciones de transmisión identificadas.

Figura 31: Activación de restricciones de transmisión líneas Mejillones – O’Higgins y Atacama – O’Higgins

A1 - Caso Base / Mejillones - O’Higgins A1 - Caso Base / Atacama - O’Higgins

2020 2025 2030 2035-50

0

50

100

150

200

250

300

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R9B-Mejillones-OHiggins FWd (Inicial)

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R9A-Atacama-OHiggins FWd (Inicial)

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




En la Figura 31 se presentan los resultados de las simulaciones de largo plazo para el escenario Base, en particular, como se activa la restricción de transmisión de las líneas Mejillones – O’Higgins y Atacama – O’Higgins, donde se puede verificar que la mayor limitación está asociada a la capacidad de la línea Mejillones – O’Higgins.

De los resultados se puede verificar que la restricción Mejillones – O’Higgins se activaría en el corto plazo, disminuyendo con la desconexión de la CTM3 y la puesta en servicio de las Líneas Kapatur – O’Higgins, para posteriormente volver a aumentar con la llegada del sistema de 500 kV desde S/E Los Changos hacia S/E Nueva Crucero Encuentro, y el aumento de los flujos por la Interconexión.

Por otra parte, se puede verificar que la restricción Atacama – O’Higgins se activaría en el mediano plazo con la llegada del sistema de 500 kV desde S/E Los Changos hacia S/E Nueva Crucero Encuentro, el aumento de los flujos por la Interconexión, y la disponibilidad total de combustible considerada para Gas Atacama, lo que forzaría los flujos de inyección de dicha central por esta línea, en escenarios que el SIC retire energía desde el SING.

4.6.1.4 Alternativas que solucionan problemas de transmisión.

Una alternativa rápida y económica que permiten solucionar los problemas de transmisión asociados a estas líneas es la siguiente:

Proyecto a evaluar:

Reubicación de paño de Línea Chacaya – Mejillones en S/E Atacama, utilizando actual paño de línea Atacama – Esmeralda.

Reubicación de paño de Línea Atacama – Esmeralda en S/E Chacaya, utilizando actual paño de línea Chacaya – Mejillones.

4.6.2 SEGURIDAD DE SUMINISTRO DE CLIENTES REGULADOS EN ZONA DE ANTOFAGASTA

4.6.2.1 Contexto y Antecedentes Generales

Durante el presente año, y de la mano de la nueva Ley Eléctrica, la seguridad o confiabilidad de suministro de los clientes regulados ha tomado mayor relevancia, en particular, atendiendo el nivel de interrupciones que percibe la población y familias de cada ciudad del país.

Lo anterior nos lleva a revisar cómo se estructuró el Sistema Interconectado del Norte Grande. Ya sea por las características del sistema, con ciudades desarrolladas bajo al alero de la industria minera, en un sistema predominantemente industrial; o bien debido a las extensas distancias que debe recorrer el sistema de transmisión para entregar suministro a las ciudades; a diferencia de otras ciudades del país, la transmisión dedicada –preferentemente – a las ciudades, no cuenta con respaldos, o criterio N-1. Este criterio de diseño o planificación, presente en las principales ciudades del país, no lo está en las ciudades del norte grande.

En particular, para la zona sur – cordillera se identifican las siguientes instalaciones zonales:

Zona Sur del SING: Comprendida por la transmisión que abastece Antofagasta y sus alrededores.

La zona sur, resalta un aspecto fundamental cual es que las actuales instalaciones de transmisión abastecen de energía tanto a los consumos regulados de la ciudad de Antofagasta como a los clientes libres – comerciales e industriales – de sus alrededores. Esto se realiza a través de las subestaciones Esmeralda, Capricornio y Mejillones.




En la Figura 32 se presenta en forma simplificada un diagrama unilineal de las actuales zonas sur y cordillera del SING.

Figura 32: Diagrama Unilineal Simplificado de las Zonas Sur y Cordillera.

G

G

Angamos

Chacaya

Atacama

Gaby

El Cobre

Laberinto

Lomas Bayas

Mantos Blancos

G

O’Higgins

Domeyko

Nueva Zaldivar

Mejillones

G

Esmeralda

Coloso

Sulfuros

Zaldivar

Andes

Escondida

OGP1

P. Oxidos

Laguna Seca

MinsalCapricornio

Oeste


Antofagasta

Alto Norte

La ciudad de Antofagasta actualmente es abastecida de energía principalmente desde la subestación Esmeralda, la cual se conecta con la subestación Atacama mediante una línea de simple circuito en 220 kV. A su vez, existen dos sistemas en 110 kV que permiten alimentar otros consumos, principalmente de clientes libres, ubicados cerca de la ciudad de Antofagasta. El primero, corresponde al sistema de 110 kV que permite alimentar los consumos de Mejillones, Pampa y Desalant, a través de la línea 110 kV Mejillones-Antofagasta, que actualmente opera con el extremo Antofagasta abierto. El segundo, corresponde al sistema que permite energizar las subestaciones El Negro, La Negra y Alto Norte, a través de las líneas 110 kV Capricornio – Antofagasta, Capricornio – Alto Norte y Antofagasta – Alto Norte.

CDEC-SING interesado en proponer y recomendar mejoras al suministro eléctrico de las ciudades del SING, realiza un estudio técnico que analiza la situación descrita, identifica problemas de suficiencia en instalaciones y recomienda el desarrollo de obras de transmisión que permitan abastecer de manera segura y eficiente la demanda proyectada.




Los resultados de este análisis, permiten identificar las obras de expansión de transmisión que mejoran la seguridad y calidad de suministro de los clientes regulados de la zona sur del SING.

4.6.2.2 Análisis Realizados

En primera instancia, se realizan simulaciones de la operación de largo plazo del SING, con el fin de identificar posibles problemas de suficiencia de las instalaciones de transmisión de la zona sur. En segunda instancia, se realizan análisis de flujos de potencia en el corto plazo (año 2017), con el fin de identificar problemas actuales de sobrecarga y baja tensión ante contingencias simples en el sistema.

Dentro de los problemas de suficiencia de las instalaciones se identifican instalaciones con un porcentaje de carga cercano o superior al 100% en operación normal e instalaciones que, ante una contingencia simple, presentan congestiones. Este es el caso del transformador existente en el Tap Off Capricornio, el cual, actualmente presenta un porcentaje de carga mayor al 100% cuando los consumos de en SS/EE Antofagasta, Alto Norte, El Negro y La Negra se encuentran en su máxima demanda.

Los datos de capacidad del transformador y los consumos proyectados de los consumos aguas abajo se muestran en la Tabla 22 y Tabla 23.

Tabla 22: Capacidades Transformador TapOff Capricornio.

AT (220 kV) MT (110 kV) BT (13,8 kV)

Ventilación Potencia [MVA] Potencia [MVA] Potencia [MVA]

OA 60 60 15

FA 80 80 20

Tabla 23: Demanda Proyectada.



ALTONORTE Alto Norte 110 kV 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0

ELECDA Tap Off La Negra 23 kV 12,3 12,6 13,0 13,4 13,8 14,3 14,8 15,4 19,3

ELECDA Antofagasta 13,8 kV-BP1 13,7 14,1 14,5 14,9 15,4 16,0 16,6 17,2 21,5

MALL PLAZA Antofagasta 13,8 kV-BP1 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,4 5,4 5,4 5,5

SABO Antofagasta 13,8 kV-BP1 8,0 16,2 24,2 24,2 24,2 24,2 24,2 24,2 24,2

SQM Tap Off El Negro 110 kV 5,9 5,9 5,9 6,0 6,1 6,2 6,3 6,4 6,4

TOTAL 89 98 107 108 109 110 111 113 121

Como la capacidad del transformador de Capricornio es de 80 MVA máximos y la demanda alcanza un valor cercano a los 90 MW en la actualidad y valores superiores en el largo plazo es que se genera energía no suministrada (ENS) por parte de clientes industriales como regulados. Es por esto que se deben realizar maniobras de traspaso de carga o de reposición de servicio, pero éstas no permiten la reposición inmediata de los consumos y depende de la eficacia con que se realicen las maniobras.

Como segunda etapa se realiza un análisis de flujos de potencia considerando contingencias sobre las instalaciones que abastecen la zona sur del SING. De este análisis se identifican problemas en la seguridad de suministro para los clientes regulados de la ciudad de Antofagasta y para los clientes libres existentes en dicha zona.




Un resumen de los principales problemas de seguridad de suministro detectados para la zona sur, se presenta en la Tabla 24.

Tabla 24: Problemas en la seguridad de suministro de la zona sur. Contingencias críticas realizadas (año 2017)

Principales Problemas Detectados

N Contingencia en Instalación Problema

Falla 1 Línea 220 kV Atacama - Esmeralda 70 MW de ENS ciudad de Antofagasta (Centro, Sur, Uribe, La Portada).

Falla 2 Línea 220 kV Chacaya - Mantos Blancos 86 MW de ENS en consumos de SS/EE La Negra, El Negro, Alto Norte.

Falla 3 Transformador 220/110/13,8 kV Mejillones 35 MW de ENS en consumos de Mejillones, Pampa, Desalant y Michilla5

Falla 4 Transformador 220/110 kV Esmeralda 70 MW de ENS en ciudad de Antofagasta (Centro, Sur, Uribe, La Portada).

Falla 5 Transformador 220/110 kV Capricornio 86 MW de ENS en consumos de SS/EE La Negra, El Negro, Alto Norte.

Falla 6 Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta 17 MW de ENS en consumos Pampa, Desalant.

Falla 7 Línea 110 kV Capricornio - Antofagasta Baja tensión en SS/EE Antofagasta, Alto Norte, La Negra y El Negro.

Falla 8 Línea 110 kV Capricornio - Alto Norte Sobrecarga línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte (Limitada por TTCC), 7 MW de ENS en S/E El Negro, Baja tensión en S/E Alto Norte.

Falla 9 Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte 18 MW de ENS en S/E La Negra6.

Con los resultados obtenidos es posible mostrar la baja seguridad de suministro de la zona sur del SING, debido a que prácticamente todas las fallas en las instalaciones que abastecen la zona, tienen como efecto pérdidas de suministro. Particularmente, contingencias simples en instalaciones como la línea 1x220 kV Atacama – Esmeralda o el transformador de 220/110 de S/E Esmeralda producen pérdidas de suministro en la ciudad de Antofagasta; fallas en la línea 1x220 kV Chacaya – Mantos Blancos, o el transformador 220/110 kV de S/E Capricornio producen pérdidas de suministro en los consumos industriales de La Negra, El Negro y Alto Norte; y fallas en el transformador de 220/110 kV de S/E Mejillones producen pérdidas de suministro en consumos regulados de Mejillones e industriales como Michilla, Pampa y Desalant.

Actualmente en el SING es posible acelerar la reposición de servicio ante fallas o insuficiencia en la red de transmisión mediante las siguientes maniobras operacionales:

Traspaso de carga a través de alimentadores de transmisión zonal, Rápidas ~ 5-10 min.

Traspaso de carga a través de alimentadores de distribución, 30 min aproximadamente.

Despacho de generación local fuera de orden económico.

Con todas las herramientas anteriores, no es posible realizar la reposición total de la demanda, es por esa razón por la cual se hace necesario robustecer el sistema de transmisión zonal y dar abastecimiento total y seguro a los clientes regulados.

5 Si bien se pueden realizar traspasos de carga de los consumos hacia la S/E Antofagasta 110 kV cerrando el paño en S/E Antofagasta y utilizar generación local, no sería posible abastecer los consumos que se encuentran en Mejillones 13,8 kV (9 MW). 6 Existe la posibilidad de utilizar generación local, pero ésta no es suficiente para abastecer la totalidad de los consumos presentes en La Negra. Generación local logra abastecer sólo el 40 % de los consumos.





Con el fin de dar mayor seguridad de suministro a la zona sur del SING, se proponen alternativas de expansión que permiten solucionar los principales problemas detectados. Para ello se determina un plan de obras recomendado para el sistema de transmisión, con el objeto de aumentar la seguridad de abastecimiento de la zona para distintos escenarios de operación.

De acuerdo a lo indicado anteriormente, los principales problemas detectados se refieren a la imposibilidad de operar enmallado el sistema de transmisión en las zonas que permiten abastecer los consumos de Antofagasta, Mejillones, La Negra, entre otros.

Es por esto que se detecta la necesidad de realizar refuerzos que permitan operar el sistema de manera enmallada y agregar instalaciones que aumenten el grado de enmallamiento del sistema de transmisión, permitiendo continuidad de servicio con criterio de seguridad N-1. Esto permite, por una parte, ofrecer una alternativa de suministro seguro y confiable a los consumos y, por otra parte, permite utilizar de manera eficiente las instalaciones existentes del sistema de transmisión, evitando duplicar inversiones.

Para lograr el aumento en el nivel de enmallamiento - y en consecuencia dar mayor seguridad de suministro a las zonas anteriormente indicadas - se propone:

Dar apoyo al anillo de 110 kV Capricornio – Antofagasta - Alto Norte, a través de un nuevo transformador 220/110 kV en su extremo sur, aprovechando el cruce natural que se produce entre las líneas 2x220 kV O’Higgins – Coloso 1 y 1x110 kV Antofagasta – Alto Norte, en la zona donde se ubica la S/E La Negra.

Robustecer TapOff Capricornio mediante el seccionamiento de la línea 1x220 kV Chacaya – Mantos Blancos en Capricornio más un nuevo transformador 220/110 kV de 80 MVA conectado en paralelo al actual transformador.

Aumentar niveles de tensión en subestaciones y bajar los flujos por líneas mediante la reubicación de paños en S/E Atacama y S/E Chacaya de líneas 220 kV Chacaya – Mejillones y línea 220 kV Atacama– Esmeralda, respectivamente.

Dar apoyo a los consumos aguas abajo de S/E Esmeralda mediante el seccionamiento de la línea 1x110 kV Capricornio – Antofagasta en la zona donde se ubica la S/E Uribe.

Dar apoyo a los consumos aguas abajo de S/E Esmeralda mediante el seccionamiento de la línea 1x110 kV Mejillones – Antofagasta en la zona donde se ubica la S/E La Portada.

Dar apoyo a los consumos aguas abajo de S/E Esmeralda mediante la unión de las acometidas de una nueva línea 1x110 kV Esmeralda – Centro y la actual línea 1x110 kV Esmeralda – Uribe en S/E Esmeralda.

Asegurar que líneas Coloso-O'Higgins 1, Esmeralda-Uribe, Esmeralda-La Portada y Esmeralda-Centro operen a su capacidad térmica (cambios de TTCC o su razón de transformación).

En la Figura 33 se muestran las obras recomendadas para mejorar la seguridad de suministro de la ciudad de Antofagasta y los consumos regulados de la zona sur.




Figura 33: Diagrama Unilineal Simplificado de las Obras Propuestas.

Chacaya

Ata

cam

a

Mantos Blancos

O’Higgins

Mejillones

Esmeralda

Coloso

Capricornio

Antofagasta

Alto Norte

Des

alan

t

La Portada

Uribe

Centro

SurEl Negro

La Negra

Obra Propuesta




5. DEFINICIÓN PLAN DE OBRAS Y EVALUACIONES ECONÓMICAS

Para cada una de las líneas que requieren aumentos de capacidad presentadas en el capítulo anterior, se analizan alternativas de obras de transmisión orientadas a satisfacer dichos requerimientos. Para cada una de las alternativas propuestas, se realiza una evaluación técnico-económica, de manera de determinar los ahorros en los costos de operación y falla al desarrollar dichos proyectos. Para la evaluación económica se considera, como beneficio para cada una de las alternativas planteadas, el ahorro en el costo de operación y falla respecto a la situación sin proyecto, y como costo, el valor presente a un año en común de las anualidades de inversión de los proyectos para el período de planificación utilizado.

La tasa de descuento utilizada corresponde a un 10% real anual.

El valor de inversión utilizado para la evaluación, corresponde a la valorización referencial realizada, utilizando como antecedentes adicionales los costos de inversión de proyectos similares adjudicados vía proceso de expansión nacional y precios de lista de suministros.

5.1 CRITERIOS PARA REALIZAR LAS EVALUACIONES ECONÓMICAS

Con el fin de determinar la conveniencia económica de las obras de transmisión propuestas en el capítulo anterior, se realizan simulaciones de la operación del sistema eléctrico y se comparan los costos totales de inversión, operación y falla, entre las condiciones con y sin proyecto.

Cabe destacar, que no todas las obras de transmisión propuestas pueden ser evaluadas a través de la metodología anterior, pues no en todos los casos un proyecto permite levantar restricciones operativas del sistema, sino que en algunos casos corresponden a soluciones que buscan aumentar la seguridad de suministro o mejorar la calidad del mismo. Asimismo, existen obras dentro de las propuestas, que sólo son necesarias para el cumplimiento de los estándares de calidad y seguridad que exige la NTSyCS, por ejemplo, la instalación de bancos de compensación para mejorar factor de potencia o perfiles de tensión, la normalización de conexiones en derivación o Tap-off mediante seccionamiento de líneas, o normalización de la configuración de barras de algunas subestaciones.

En base a lo anterior, las obras de transmisión propuestas se clasifican en términos de su objetivo final, de la siguiente forma:

1. Obras de transmisión que permiten levantar congestiones y/o restricciones operativas en el sistema

(Evaluación de sobrecostos de operación).

2. Obras que permiten mejorar la seguridad de suministro (Evaluación ENS de corta duración).

3. Obras que permiten mejorar la calidad de servicio, necesarias para el cumplimiento de la NTSyCS.

En el caso de las obras tipo 1, se deben identificar claramente las restricciones operativas que se busca resolver, y una vez conocidas dichas restricciones se procede a la evaluación económica de las alternativas de expansión, considerando los ahorros en costo de operación y falla de larga duración, así como el Valor de Inversión asociado a la alternativa técnica.

Para el caso de las obras tipo 2, se deben identificar las pérdidas estimadas de suministro que es posible evitar con estas obras por concepto de falla de corta duración. Una vez estimada la ENS esperada, se




procede a la evaluación económica de dichas alternativas de expansión, considerando los ahorros en costo de falla de corta duración, así como el Valor de Inversión asociado a la alternativa técnica.

Finalmente, las obras tipo 3 no serán evaluadas económicamente, ya que en general los estándares de seguridad y calidad de servicio de la NTSyCS deben cumplirse como mínimo, y por lo tanto estas obras no quedarían sujetas a evaluación económica.

Cabe destacar, que la evaluación económica para las obras de transmisión se desarrolla considerando los beneficios económicos estimados para cada escenario de expansión de generación considerado en este estudio, por lo que, ante un resultado contradictorio en los beneficios económicos existentes para una obra entre uno y otro escenario, se resuelve mediante el uso del criterio de minimización del costo de arrepentimiento (Min Max Regret).




5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA OBRAS DE TRANSMISIÓN ZONA NORTE

5.2.1 SEGURIDAD DE SUMINISTRO Y CAPACIDAD DE INYECCIÓN ZONA POZO ALMONTE

5.2.1.1 Alternativas iniciales de expansión y valorización de inversiones

De acuerdo a lo indicado en la sección 4.4.1 las alternativas de desarrollo de la transmisión para mejorar la seguridad de suministro de la zona de Iquique y Pozo Almonte son:

Alternativa 1: Nueva Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, 297 MVA, circuito 1. Alternativa 2: Tendido Circuito 2 Línea 2x220 kV Tarapacá – Cóndores, 166 MVA.

En la Figura 34 se presentan esquemáticamente las alternativas de desarrollo de la transmisión.

Figura 34: Alternativas de desarrollo de la transmisión para el sector de Pozo Almonte.

Alternativa Desarrollo Zona Norte, Pozo Almonte Alternativa Desarrollo Zona Norte, Costa

Lagunas

Pozo Almonte

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

Nueva Pozo Almonte

Quiani

Lagunas

Pozo Almonte

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

Nueva Pozo Almonte

Quiani

En la Tabla 25, se presenta la valorización de las alternativas iniciales de expansión que permitirían mejorar la capacidad de suministro de la zona de Pozo Almonte.

Tabla 25: Valorización alternativas iniciales de expansión zona Cóndores y Pozo Almonte (MMUSD)

Línea VI AVI COMA VATT

Nueva Línea 220 kV Lagunas - Nueva Pozo Almonte, c1 19,995 2,02 0,4 2,42

Tendido circuito 2, Línea 220 kV Tarapacá - Cóndores 10,673 1,08 0,21 1,29




El detalle de la valorización, la factibilidad técnica y la ingeniería conceptual de este proyecto se presenta en las secciones 7, y en el anexo 8.1.

5.2.1.2 Visión económica de largo plazo para alternativas utilizando criterio de seguridad N-1

Considerando que las dos alternativas presentan un beneficio económico positivo (Sección 4.4.1), la definición de la propuesta de expansión se realizará utilizando una visión de largo plazo que permita el abastecimiento seguro de la totalidad de la demanda de la zona norte, y el desarrollo de polos de generación ERNC, considerando el criterio de seguridad N-1. En este contexto, si bien ya fueron decretadas las obras “Nueva línea Nueva Pozo Almonte – Cóndores 2x220 kV, tendido del primero circuito” y “Nueva Línea Nueva Pozo Almonte – Parinacota 2x220 kV, tendido del primer circuito” las cuales brindan un mayor nivel de seguridad de abastecimiento a la zona norte, una vez que la zona norte se encuentre enmallada, podrían presentarse escenarios de congestión en las líneas de transmisión, debido a la aplicación del criterio de seguridad N-1, las cuales implican un sobrecosto en la operación del sistema, por lo cual se debe evaluar el impacto económico de estas congestiones.

Cabe destacar que, por concepto de ahorro de costos por congestión del sistema de transmisión, ambas alternativas presentan ahorros similares, sin embargo, ambas alternativas se diferencian en su costo de inversión, lo que se traduce en distintos beneficios económicos asociados a este concepto. Por lo tanto, para poder determinar la mejor alternativa, será necesario comparar los costos totales de inversión y operación real del sistema aplicando criterios de seguridad operacional, en este caso criterio N-1.

Una vez que entre en operación la nueva línea Cóndores – Nueva Pozo Almonte 2x220 kV, circuito 1, la zona norte del SING se encontrará enmallada, y ante una contingencia en la Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, se podrían presentar limitaciones en las máximas transferencias por la línea Tarapacá-Cóndores, la que evacuaría radialmente la generación hasta S/E Lagunas, con una distancia estimada de 160 kilómetros desde Pozo Almonte a Lagunas.

En resumen, las restricciones de transmisión para ambas alternativas de expansión estarían asociadas a problemas de capacidad de las líneas involucradas, ante contingencias en las líneas que son simple circuito.

Utilizando las restricciones anteriores se realizaron simulaciones de la operación obteniéndose los siguientes resultados de activación de las restricciones para el caso base.

Contingencia 1: Desconexión Línea 220 kV Tarapacá – Lagunas, circuito I.

R2N-Restricción por Tarapacá – Lagunas

𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 −𝑐2 + 0.8 𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑐1 < 𝐹𝑀á𝑥.𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠

𝐹𝑀á𝑥.𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 = 151 𝑀𝑉𝐴

Contingencia 2: Desconexión Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores – circuito 1.

R3N-Restricción por Línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte antiguo

𝐹𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑁𝑢𝑒𝑣𝑎 𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒 + 𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 < 𝐹𝑀á𝑥.𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒

𝐹𝑀á𝑥.𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒 = 122 𝑀𝑉𝐴




En la Figura 35 se presentan los resultados de las simulaciones, donde se observa claramente que se producen congestiones debido a la baja capacidad de la línea Lagunas – Pozo Almonte, asi como también a que la línea Tarapacá – Cóndores cuenta con un solo circuito, por lo que cuando esta falla, es la línea Lagunas – Pozo Almonte la que se lleva todo el flujo de la zona norte.

Figura 35: Activación de restricciones de sistema enmallado.

Escenario Base

Considerando la activación de las restricciones de transmisión presentadas en la Figura 35, es necesario proponer obras de transmisión que permitan solucionar dichos problemas de congestión ante las contingencias identificadas. Para lo anterior se plantean las siguientes alternativas:

Alternativa 1: o Nueva Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, 297 MVA, circuito 1, fecha de

entrada de operación Año 2022. Alternativa 2:

o Tendido Circuito 2 Línea 2x220 kV Tarapacá – Cóndores, 166 MVA, fecha de entrada en operación Año 2022.

Para evaluar la conveniencia económica y años en que se necesitaría la construcción de un nuevo circuito entre las SS/EE Tarapacá y Cóndores o entre las SS/EE Nueva Pozo Almonte y Lagunas para las distintas alternativas, se identifican las nuevas restricciones de transmisión que permitirían el cumplimiento del criterio de seguridad N-1.

2020 2025 2030 2035-150

-100

-50

0

50

100

150

200

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R2N-Tarapaca-Lagunas(FWD)

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-150

-100

-50

0

50

100

150

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R3N-Lagunas-Pozo(FWD)

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




Alternativa 1: Desarrollo 220 kV Pozo Almonte:

Contingencia 1: Desconexión Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte II –circuito 1.

R5B-Restricción por Línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte antiguo

𝐹𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑁𝑢𝑒𝑣𝑎 𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒 + 0.65 𝐹𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒 𝐼𝐼−𝑐1 < 𝐹𝑀á𝑥.𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒


Contingencia 2: Desconexión Línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte II –circuito 1.

R5B2-Restricción por Línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte reforzado

𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 + 0.375 𝐹𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒 𝐼𝐼−𝑐1 < 𝐹𝑀á𝑥.𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠

𝐹𝑀á𝑥.𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 = 165 𝑀𝑉𝐴

Ante una contingencia en la Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte se presentarían limitaciones en las máximas transferencias hacia Lagunas o hacia Cóndores, de acuerdo a las restricciones indicadas anteriormente.

Alternativa 2: Desarrollo 220 kV Costa:

Contingencia 1: Desconexión Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores, circuito 2.

R5A-Restricción por Línea Tarapacá Cóndores Enmallado

𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 1 + 0.67 𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 2 < 𝐹𝑀á𝑥.𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠


Contingencia 2: Desconexión Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores, circuito 2.

R5A2- Restricción por Línea Tarapacá Cóndores Enmallado

𝐹𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒 + 0.35 𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 2 < 𝐹𝑀á𝑥.𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒


Ante una contingencia en la Nueva Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores se presentarían limitaciones en las máximas transferencias hacia Lagunas o hacia Cóndores, de acuerdo a las restricciones indicadas anteriormente.

En la Figura 36 se presentan nuevamente como se activarían las restricciones de la zona norte del SING considerando en este caso la existencia de una nueva línea adicional entre Tarapacá y Cóndores o entre Nueva Pozo Almonte y Lagunas. Si se compara la activación de restricciones de la Figura 35 con las de la Figura 36, se puede observar que el sistema no presentaría congestiones antes del año 2025.




Figura 36: Activación restricciones de transmisión zona norte del SING, considerando distintas alternativas de expansión.

Escenario Base / Desarrollo 220 kV Pozo Almonte

Escenario Base / Desarrollo 220 kV Costa

Si bien el plan de obras en transmisión decretado para la zona norte permite aliviar futuras limitaciones en el sistema de trasmisión, según los resultados presentados en la Figura 35, se identifica la necesidad de construir una Nueva Línea entre Lagunas y Nueva Pozo Almonte, debido a la baja capacidad de la actual Línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte (122 MVA) o bien de tender un segundo circuito entre SS/EE Tarapacá y Cóndores.

En base a lo anterior, se analizará la fecha y se evaluará económicamente la construcción de una Nueva Línea entre S/E Lagunas y Nueva Pozo Almonte o el tendido del segundo circuito entre S/E Tarapacá y Cóndores. En la Tabla 26 y Tabla 27 se presentan respectivamente los resultados de la evaluación económica de una Nueva Línea 220 kV entre SS/EE Lagunas y Nueva Pozo Almonte, y de un segundo circuito entre SS/EE

2020 2025 2030 2035-100

-50

0

50

100

150

200

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R5B-Lagunas-PozoAlmonte 220 FWd-Enmallado

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-150

-100

-50

0

50

100

150

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R5B2-Lagunas-PozoAlmonte 220 Back-Enmallado

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-100

-50

0

50

100

150

200

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R5A-Tarapaca-Condores 220 FWd-Enmallado

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-150

-100

-50

0

50

100

150

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R5A2-Tarapaca-Condores 220 Back-Enmallado

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




Tarapacá y Cóndores. De los resultados obtenidos se puede observar que en general dichos proyectos generan beneficios económicos relevantes a contar del año 2026 considerando los supuestos de expansión de generación de los tres escenarios analizados en el presente informe.

Tabla 26: Evaluación económica Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte. Escenario Base.

Año

Escenario Base (MMUSD)

Sin Proyecto Con nueva línea Lagunas – Nueva

Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1,749.6 1,716.4 33.17 2.42 30.75

2023 1,751.0 1,720.4 30.63 2.42 28.21

2024 1,833.2 1,815.6 17.62 2.42 15.20

2025 1,931.0 1,907.6 23.45 2.42 21.03

2026 1,551.1 1,518.2 32.84 2.42 30.42

2027 2,136.3 2,099.2 37.11 2.42 34.69

2028 2,242.9 2,190.2 52.71 2.42 50.29

2029 2,363.9 2,305.6 58.30 2.42 55.88

2030 2,646.4 2,581.3 65.04 2.42 62.62

2031 2,905.5 2,832.2 73.34 2.42 70.92

2032 4,030.7 3,944.2 86.43 2.42 84.01

2033 4,266.8 4,170.7 96.13 2.42 93.71

2034 4,563.0 4,472.2 90.75 2.42 88.33

2035 4,942.1 4,849.3 92.75 2.42 90.33

2036 4,382.6 4,265.9 116.65 2.42 114.23

- VAN 2022-2036 $375.7 $18.4 $357.31

Tabla 27: Evaluación económica Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte. Escenario ERNC.

Año

Escenario ERNC (MMUSD)

Sin Proyecto Con nueva línea

Lagunas – Nueva Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1.749,8 1.716,9 32,93 2,42 30,51

2023 1.751,4 1.720,6 30,76 2,42 28,34

2024 1.834,0 1.816,6 17,42 2,42 15,00

2025 1.934,1 1.909,6 24,54 2,42 22,12

2026 1.524,3 1.493,1 31,21 2,42 28,79

2027 2.097,3 2.059,7 37,60 2,42 35,18

2028 2.204,0 2.149,6 54,43 2,42 52,01

2029 2.341,5 2.282,4 59,04 2,42 56,62

2030 2.622,4 2.556,8 65,66 2,42 63,24

2031 2.910,8 2.831,6 79,17 2,42 76,75

2032 3.791,7 3.692,1 99,57 2,42 97,15




Año




Ahorro Costos

VATT Beneficio

2033 3.944,8 3.833,8 110,93 2,42 108,51

2034 4.189,4 4.069,3 120,01 2,42 117,59

2035 4.595,6 4.458,6 137,00 2,42 134,58

2036 3.996,8 3.852,4 144,43 2,42 142,01

- VAN 2022-2036 $415.3 $18.4 $396.91

Tabla 28: Evaluación económica Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte. Escenario Conjunto.

Año

Escenario Conjunto (MMUSD)

Sin Proyecto Con nueva línea Lagunas - Nueva

Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1,562.8 1,525.9 36.90 2.42 34.48

2023 1,652.6 1,610.4 42.18 2.42 39.76

2024 1,628.4 1,607.1 21.33 2.42 18.91

2025 1,746.1 1,710.1 35.98 2.42 33.56

2026 1,593.8 1,544.6 49.16 2.42 46.74

2027 2,222.9 2,161.1 61.74 2.42 59.32

2028 2,239.9 2,139.2 100.72 2.42 98.30

2029 2,324.2 2,204.4 119.81 2.42 117.39

2030 2,401.7 2,336.9 64.80 2.42 62.38

2031 2,991.0 2,916.5 74.49 2.42 72.07

2032 4,120.8 4,038.8 81.97 2.42 79.55

2033 4,233.2 4,132.5 100.70 2.42 98.28

2034 4,152.7 4,040.1 112.58 2.42 110.16

2035 4,431.2 4,314.1 117.13 2.42 114.71

2036 3,912.2 3,767.2 144.93 2.42 142.51

- VAN 2022-2036 $497.1 $18.4 $478.72

Tabla 29: Evaluación económica Nuevo Circuito 220 kV Tarapacá – Cóndores. Escenario Base.

Año


Sin Proyecto Con nuevo

circuito Tarapacá - Cóndores

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1,749.6 1,716.4 33.16 1.29 31.87

2023 1,751.0 1,720.4 30.64 1.29 29.35

2024 1,833.2 1,815.6 17.63 1.29 16.34

2025 1,931.0 1,907.6 23.39 1.29 22.10

2026 1,551.1 1,518.3 32.78 1.29 31.49




Año


Sin Proyecto Con nuevo

circuito Tarapacá - Cóndores

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2027 2,136.3 2,099.3 37.03 1.29 35.74

2028 2,242.9 2,190.2 52.71 1.29 51.42

2029 2,363.9 2,305.6 58.26 1.29 56.97

2030 2,646.4 2,581.3 65.01 1.29 63.72

2031 2,905.5 2,832.3 73.23 1.29 71.94

2032 4,030.7 3,944.2 86.47 1.29 85.18

2033 4,266.8 4,170.6 96.21 1.29 94.92

2034 4,563.0 4,472.2 90.79 1.29 89.50

2035 4,942.1 4,849.2 92.84 1.29 91.55

2036 4,382.6 4,265.5 117.04 1.29 115.75

- VAN 2022-2036 $375.7 $9.8 $365.89

Tabla 30: Evaluación económica Nuevo Circuito 220 kV Tarapacá – Cóndores. Escenario ERNC.

Año


Sin Proyecto Con nuevo circuito

Tarapacá - Cóndores Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1.749,8 1.716,9 32,96 1,29 31,67

2023 1.751,4 1.720,6 30,77 1,29 29,48

2024 1.834,0 1.816,6 17,43 1,29 16,14

2025 1.934,1 1.909,6 24,53 1,29 23,24

2026 1.524,3 1.493,1 31,16 1,29 29,87

2027 2.097,3 2.059,8 37,52 1,29 36,23

2028 2.204,0 2.149,7 54,36 1,29 53,07

2029 2.341,5 2.282,5 58,98 1,29 57,69

2030 2.622,4 2.556,9 65,58 1,29 64,29

2031 2.910,8 2.831,4 79,34 1,29 78,05

2032 3.791,7 3.691,9 99,76 1,29 98,47

2033 3.944,8 3.833,4 111,31 1,29 110,02

2034 4.189,4 4.069,2 120,20 1,29 118,91

2035 4.595,6 4.458,3 137,33 1,29 136,04

2036 3.996,8 3.852,2 144,65 1,29 143,36

- VAN 2022-2036 $415,6 $9,8 $405,82




Tabla 31: Evaluación económica Nuevo Circuito 220 kV Tarapacá – Cóndores. Escenario Conjunto.

Año


Sin Proyecto

Con nuevo circuito

Tarapacá - Cóndores

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1,562.8 1,525.9 36.90 1.29 35.61

2023 1,652.6 1,610.4 42.18 1.29 40.89

2024 1,628.4 1,607.1 21.35 1.29 20.06

2025 1,746.1 1,710.1 36.00 1.29 34.71

2026 1,593.8 1,544.6 49.17 1.29 47.88

2027 2,222.9 2,161.1 61.76 1.29 60.47

2028 2,239.9 2,139.2 100.72 1.29 99.43

2029 2,324.2 2,204.4 119.82 1.29 118.53

2030 2,401.7 2,336.9 64.78 1.29 63.49

2031 2,991.0 2,916.4 74.62 1.29 73.33

2032 4,120.8 4,038.7 82.09 1.29 80.80

2033 4,233.2 4,132.4 100.79 1.29 99.50

2034 4,152.7 4,039.8 112.88 1.29 111.59

2035 4,431.2 4,314.0 117.25 1.29 115.96

2036 3,912.2 3,766.8 145.36 1.29 144.07

- VAN 2022-2036 $497.5 $9.8 $487.70

A partir de los resultados anteriores, se puede identificar el alto beneficio de los proyectos propuestos. Sin embargo, en la Figura 36 se observa que ambas soluciones no son de largo plazo, presentando periodos de congestión a partir del año 2025-2026. Por esta razón, se evalúa la alternativa de construir la nueva línea Lagunas – Pozo Almonte junto con el tendido del segundo circuito de la línea Tarapacá – Cóndores, ambos al año 2022:

Alternativa 3: o Nueva Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, 297 MVA, circuito 1, y Tendido

Circuito 2 Línea 2x220 kV Tarapacá – Cóndores, 166 MVA, fecha de entrada en operación 2022.




Figura 37: Desarrollo Conjunto Costa y Pozo Almonte

Alternativa Desarrollo Costa y Pozo Almonte

Lagunas

Pozo Almonte

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

Nueva Pozo Almonte

Quiani

Para esta nueva alternativa, se identifican las nuevas restricciones de transmisión que permitirían el cumplimiento del criterio de seguridad N-1.

Alternativa 3: Desarrollo 220 kV Pozo Almonte y Costa:


R6A-Restricción por línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte antiguo



Contingencia 2: Desconexión Línea 220 kV Tarapacá - Cóndores –circuito 2.

R6B-Restricción por circuito antiguo Línea Tarapacá - Cóndores

𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 + 0.55 𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝐼𝐼−𝑐1 < 𝐹𝑀á𝑥.𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠


Ante una contingencia en la Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte se presentarían limitaciones en las máximas transferencias hacia Lagunas, de acuerdo a las restricciones indicadas anteriormente.

En la Figura 38 se presentan nuevamente como se activarían las restricciones de la zona norte del SING considerando el tendido del segundo circuito de la línea Tarapacá y Cóndores 1x220 kV y una nueva línea entre Nueva Pozo Almonte y Lagunas. Si se compara la activación de restricciones de la Figura 35 con las de




la Figura 38, se puede observar que el sistema no presentaría congestiones antes del año 2025. Sin embargo, en la misma figura se puede observar que a partir del año 2025-2026, también se se presentan periodos de congestión.

Figura 38: Activación restricciones de transmisión zona norte del SING, considerando la alternativa de expansión Costa y Pozo Almonte en conjunto.

Escenario Base / Desarrollo 220 kV Costa y Pozo Almonte

En la Tabla 32, Tabla 33 y Tabla 34 se presentan respectivamente los resultados de la evaluación económica de una Nueva Línea 220 kV entre SS/EE Lagunas y Nueva Pozo Almonte, junto a un segundo circuito entre SS/EE Tarapacá y Cóndores.

Tabla 32: Evaluación económica Proyecto conjunto Nuevo Circuito 220 kV Tarapacá - Cóndores + Nueva Línea Lagunas – Pozo Almonte. Escenario Base.

Año


Sin Proyecto

Proyecto Conjunto Tarapacá -Cóndores

C2 + Lagunas – Nueva Pozo Almonte II

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1,749.6 1,716.4 33.23 3.71 29.52

2023 1,751.0 1,720.3 30.70 3.71 26.99

2024 1,833.2 1,815.5 17.68 3.71 13.97

2025 1,931.0 1,907.5 23.52 3.71 19.81

2026 1,551.1 1,517.5 33.55 3.71 29.84

2027 2,136.3 2,098.2 38.06 3.71 34.35

2028 2,242.9 2,189.0 53.94 3.71 50.23

2029 2,363.9 2,304.1 59.76 3.71 56.05

2030 2,646.4 2,579.5 66.90 3.71 63.19

2020 2025 2030 2035-150

-100

-50

0

50

100

150

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R6A-Lag-Pozo-Desarrollo 1 Costa Back

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R6B-Tar-Cond-Desarrollo 1 Costa Back

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




Año


Sin Proyecto



Ahorro Costos

VATT Beneficio

2031 2,905.5 2,830.0 75.55 3.71 71.84

2032 4,030.7 3,941.0 89.71 3.71 86.00

2033 4,266.8 4,166.5 100.32 3.71 96.61

2034 4,563.0 4,466.1 96.86 3.71 93.15

2035 4,942.1 4,842.4 99.69 3.71 95.98

2036 4,382.6 4,252.1 130.50 3.71 126.79

- VAN 2022-2036 $389.26 $28.2 $361.04

Tabla 33: Evaluación económica Proyecto conjunto Nuevo Circuito 220 kV Tarapacá - Cóndores + Nueva Línea Lagunas – Pozo Almonte. Escenario ERNC.

Año


Sin Proyecto



Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1.749,8 1.716,8 32,99 3,71 29,28

2023 1.751,4 1.720,6 30,83 3,71 27,12

2024 1.834,0 1.816,6 17,45 3,71 13,74

2025 1.934,1 1.909,5 24,59 3,71 20,88

2026 1.524,3 1.493,0 31,27 3,71 27,56

2027 2.097,3 2.058,7 38,62 3,71 34,91

2028 2.204,0 2.148,2 55,86 3,71 52,15

2029 2.341,5 2.280,8 60,72 3,71 57,01

2030 2.622,4 2.554,8 67,62 3,71 63,91

2031 2.910,8 2.830,4 80,37 3,71 76,66

2032 3.791,7 3.692,0 99,65 3,71 95,94

2033 3.944,8 3.833,5 111,28 3,71 107,57

2034 4.189,4 4.067,8 121,61 3,71 117,90

2035 4.595,6 4.455,3 140,31 3,71 136,60

2036 3.996,8 3.848,3 148,57 3,71 144,86

- VAN 2022-2036 $421,4 $28,2 $393,15




Tabla 34: Evaluación económica Proyecto conjunto Nuevo Circuito 220 kV Tarapacá - Cóndores + Nueva Línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte. Escenario Conjunto.

Año


Sin Proyecto



Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1,562.8 1,525.8 36.98 3.71 33.27

2023 1,652.6 1,610.4 42.24 3.71 38.53

2024 1,628.4 1,607.0 21.40 3.71 17.69

2025 1,746.1 1,710.0 36.08 3.71 32.37

2026 1,593.8 1,544.5 49.25 3.71 45.54

2027 2,222.9 2,161.0 61.85 3.71 58.14

2028 2,239.9 2,138.8 101.10 3.71 97.39

2029 2,324.2 2,203.8 120.43 3.71 116.72

2030 2,401.7 2,336.0 65.73 3.71 62.02

2031 2,991.0 2,915.0 75.99 3.71 72.28

2032 4,120.8 4,037.0 83.80 3.71 80.09

2033 4,233.2 4,130.5 102.78 3.71 99.07

2034 4,152.7 4,036.3 116.43 3.71 112.72

2035 4,431.2 4,309.9 121.26 3.71 117.55

2036 3,912.2 3,756.1 156.05 3.71 152.34

- VAN 2022-2036 $505.1 $28.2 $476.88

Evaluando los resultados anteriores, se observa que esta alternativa no genera grandes beneficios en comparación con las anteriores. Por esta razón y bajo una mirada de planificación de largo plazo, se evalúa una nueva alternativa de expansión:

Alternativa 4: o Tendido segundo circuito línea Tarapacá – Cóndores 1x220 kV, 166 MVA, fecha de entrada

en operación, 2022. Nueva Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, 297 MVA, tendido de ambos circuitos, fecha de entrada en operación, 2025.




Figura 39: Desarrollo Costa y dos circuitos Pozo Almonte

Alternativa Desarrollo Costa y dos circuitos Pozo Almonte

Lagunas

Pozo Almonte

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

Nueva Pozo Almonte

Quiani


Alternativa 4: Desarrollo 220 kV Costa y Dos Circuitos Pozo Almonte:

Años 2022-2025: Restricciones R5B y R5B2.

Año 2025 en adelante:


R8D-Restricción por circuito antiguo Tarapacá – Cóndores.

𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 + 0.53𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑐2 < 𝐹𝑀á𝑥.𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠


Contingencia 2: Desconexión Línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte

R8E-Restricción por Línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte antigua.

𝐹𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒 + 0.33 𝐹𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒 𝐼𝐼 < 𝐹𝑀á𝑥. 𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒





En la Figura 40 se presentan nuevamente como se activarían las restricciones de la zona norte del SING considerando la alternativa 4. Si se compara la activación de restricciones de la Figura 35 con las de la Figura 36, se puede observar que el sistema no presentaría congestiones antes del año 2032.


Escenario Base / Desarrollo 220 kV Pozo Almonte con dos Circuitos. 2022-2025

En la Tabla 35, Tabla 36 y Tabla 37 se presentan respectivamente los resultados de la evaluación económica de la alternativa de expansión 4.

Tabla 35: Evaluación económica Tendido segundo circuito línea Tarapacá Cóndores, junto a Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido circuito 1 y 2 2025. Escenario Base.

Año



Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1.749,6 1.716,4 33,17 2,42 30,75

2023 1.751,0 1.720,4 30,64 2,42 28,22

2024 1.833,2 1.815,6 17,64 2,42 15,22

2025 1.931,0 1.907,5 23,53 5,00 18,53

2026 1.551,1 1.516,7 34,40 5,00 29,40

2027 2.136,3 2.096,4 39,91 5,00 34,91

2028 2.242,9 2.187,5 55,45 5,00 50,45

2029 2.363,9 2.302,3 61,55 5,00 56,55

2030 2.646,4 2.577,6 68,75 5,00 63,75

2031 2.905,5 2.827,5 78,00 5,00 73,00

2032 4.030,7 3.937,1 93,58 5,00 88,58

2033 4.266,8 4.161,9 104,91 5,00 99,91

2020 2025 2030 2035-100

-50

0

50

100

150

200

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R8D-Tar-Cond Costa-Pozox2 FWd

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-150

-100

-50

0

50

100

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R8E-Lag-Pozo Costa-Pozox2 Back

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




Año



Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2034 4.563,0 4.456,0 106,99 5,00 101,99

2035 4.942,1 4.822,9 119,18 5,00 114,18

2036 4.382,6 4.229,6 152,92 5,00 147,92

- VAN 2022-2036 $410,3 $31,6 $378,68

Tabla 36: Evaluación económica Tendido segundo circuito línea Tarapacá Cóndores, junto a Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido circuito 1 y 2 2025. Escenario ERNC.

Año




Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1.749,8 1.716,9 32,92 2,42 30,50

2023 1.751,4 1.720,6 30,77 2,42 28,35

2024 1.834,0 1.816,6 17,42 2,42 15,00

2025 1.934,1 1.909,5 24,60 5,00 19,60

2026 1.524,3 1.493,0 31,29 5,00 26,29

2027 2.097,3 2.055,9 41,43 5,00 36,43

2028 2.204,0 2.144,3 59,72 5,00 54,72

2029 2.341,5 2.276,9 64,58 5,00 59,58

2030 2.622,4 2.550,1 72,30 5,00 67,30

2031 2.910,8 2.786,2 124,52 5,00 119,52

2032 3.791,7 3.643,6 148,06 5,00 143,06

2033 3.944,8 3.779,6 165,19 5,00 160,19

2034 4.189,4 4.010,7 178,71 5,00 173,71

2035 4.595,6 4.397,5 198,13 5,00 193,13

2036 3.996,8 3.794,4 202,38 5,00 197,38

- VAN 2022-2036 $524,4 $31,6 $492,82

Tabla 37: Evaluación económica Tendido segundo circuito línea Tarapacá Cóndores, junto a Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido circuito 1 y 2 2025. Escenario Conjunto.

Año



Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1.562,8 1.525,9 36,90 2,42 34,48

2023 1.652,6 1.610,4 42,18 2,42 39,76

2024 1.628,4 1.607,0 21,36 2,42 18,94

2025 1.746,1 1.710,0 36,08 5,00 31,08




Año



Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2026 1.593,8 1.544,5 49,26 5,00 44,26

2027 2.222,9 2.161,0 61,88 5,00 56,88

2028 2.239,9 2.138,8 101,14 5,00 96,14

2029 2.324,2 2.203,7 120,44 5,00 115,44

2030 2.401,7 2.336,0 65,73 5,00 60,73

2031 2.991,0 2.914,9 76,05 5,00 71,05

2032 4.120,8 4.036,8 83,97 5,00 78,97

2033 4.233,2 4.130,4 102,81 5,00 97,81

2034 4.152,7 4.036,3 116,47 5,00 111,47

2035 4.431,2 4.309,8 121,40 5,00 116,40

2036 3.912,2 3.755,6 156,58 5,00 151,58

- VAN 2022-2036 $505,3 $31,6 $473,66

A partir de los resultados anteriores, se puede identificar que la restricción que tiene mayor impacto en la operación económica del sistema, corresponde a la limitación del corredor entre SS/EE Lagunas y Pozo Almonte.Por esta razón, se analiza una última alternativa:

Alternativa 5:

o Nueva Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, 297 MVA, circuito 1, fecha de entrada de operación, 2022. Tendido Circuito 2 de nueva Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, 166 MVA, fecha de entrada en operación, 2025.




Figura 41: Desarrollo nueva línea de doble circuito Pozo Almonte.

Alternativa Desarrollo Pozo Almonte, Linea Nueva con Tendido de Dos Circuitos

Lagunas

Pozo Almonte

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

Nueva Pozo Almonte

Quiani


Alternativa 5: Desarrollo 220 kV Pozo Almonte con dos circuitos:

2022-2025: Restricciones R5A y R5A2.

2025 en adelante:


R7A-Restricción por línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte antiguo



Contingencia 2: Desconexión Línea 220 kV Cóndores – Pozo Almonte

R7B-Restricción por circuito antiguo Línea Tarapacá - Cóndores

𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 + 0.81 𝐹𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 < 𝐹𝑀á𝑥.𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠





En Figura 42 se presentan nuevamente como se activarían las restricciones de la zona norte del SING considerando una nueva línea de doble circuito entre las SS/EE Nueva Pozo Almonte y Lagunas. En dicha figura, se puede observar que no habría periodos de congestión hasta el año 2032.


Escenario Base / Desarrollo 220 kV Pozo Almonte con dos Circuitos. 2025 en adelante

En Tabla 38, Tabla 39 y Tabla 40 se presentan para los escenarios Base, ERNC y Conjunto, respectivamente, los resultados de la evaluación económica de una Nueva Línea de doble circuito 220 kV entre SS/EE Lagunas y Nueva Pozo Almonte.

Tabla 38: Evaluación económica Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido circuito 1 2022, tendido circuito 2 2025. Escenario Base.

Año



Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1.749,6 1.716,4 33,17 2,42 30,75

2023 1.751,0 1.720,4 30,63 2,42 28,21

2024 1.833,2 1.815,6 17,63 2,42 15,21

2025 1.931,0 1.907,5 23,50 3,71 19,79

2026 1.551,1 1.516,7 34,38 3,71 30,67

2027 2.136,3 2.096,4 39,88 3,71 36,17

2028 2.242,9 2.187,5 55,42 3,71 51,71

2029 2.363,9 2.302,3 61,60 3,71 57,89

2030 2.646,4 2.577,6 68,72 3,71 65,01

2031 2.905,5 2.827,6 77,95 3,71 74,24

2032 4.030,7 3.937,2 93,51 3,71 89,80

2020 2025 2030 2035-150

-100

-50

0

50

100

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R7A-Lag-Pozo-Desarrollo 2 Pozo Back

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-50

0

50

100

150

200

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R7B-Tar-Cond-Desarrollo 2 Pozo FWd

sample1

sample2

sample3

Límite N-1




Año



Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2033 4.266,8 4.162,2 104,59 3,71 100,88

2034 4.563,0 4.456,6 106,38 3,71 102,67

2035 4.942,1 4.823,9 118,23 3,71 114,52

2036 4.382,6 4.230,6 151,92 3,71 148,21

- VAN 2022-2036 $409,4 $25,0 $384,41

Tabla 39: Evaluación económica Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido circuito 1 2022, tendido circuito 2 2025. Escenario ERNC.

Año




Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1.749,8 1.716,9 32,92 2,42 30,50

2023 1.751,4 1.720,6 30,76 2,42 28,34

2024 1.834,0 1.816,6 17,39 2,42 14,97

2025 1.934,1 1.909,6 24,54 3,71 20,83

2026 1.524,3 1.493,0 31,27 3,71 27,56

2027 2.097,3 2.055,9 41,38 3,71 37,67

2028 2.204,0 2.144,4 59,70 3,71 55,99

2029 2.341,5 2.276,9 64,55 3,71 60,84

2030 2.622,4 2.550,0 72,38 3,71 68,67

2031 2.910,8 2.785,9 124,87 3,71 121,16

2032 3.791,7 3.641,9 149,80 3,71 146,09

2033 3.944,8 3.777,1 167,69 3,71 163,98

2034 4.189,4 4.008,3 181,02 3,71 177,31

2035 4.595,6 4.395,7 199,94 3,71 196,23

2036 3.996,8 3.793,5 203,31 3,71 199,60

- VAN 2022-2036 $527,2 $25,0 $502,23

Tabla 40: Evaluación económica Nueva Línea 220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido circuito 1 2022, tendido circuito 2 2025. Escenario Conjunto.

Año



Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2022 1.562,8 1.525,9 36,90 2,42 34,48

2023 1.652,6 1.610,4 42,18 2,42 39,76

2024 1.628,4 1.607,1 21,33 2,42 18,91




Año



Pozo Almonte

Ahorro Costos

VATT Beneficio

2025 1.746,1 1.710,1 36,01 3,71 32,30

2026 1.593,8 1.544,6 49,19 3,71 45,48

2027 2.222,9 2.161,1 61,81 3,71 58,10

2028 2.239,9 2.138,9 101,03 3,71 97,32

2029 2.324,2 2.203,8 120,33 3,71 116,62

2030 2.401,7 2.336,0 65,68 3,71 61,97

2031 2.991,0 2.915,1 75,92 3,71 72,21

2032 4.120,8 4.037,0 83,82 3,71 80,11

2033 4.233,2 4.130,5 102,70 3,71 98,99

2034 4.152,7 4.036,4 116,31 3,71 112,60

2035 4.431,2 4.310,0 121,23 3,71 117,52

2036 3.912,2 3.756,0 156,16 3,71 152,45

- VAN 2022-2036 $504,7 $25,0 $479,65

A partir de los resultados anteriores, se puede ver que para los escenarios Base y ERNC, la alternativa que genera mayores beneficios, corresponde a la Alternativa 5, nueva línea 2x220 kV Lagunas – Pozo Almonte, 297 MVA, 2 conductores por fase. En cambio, para el escenario conjunto la alternativa que genera mayores beneficios corresponde al tendido del segundo circuito de la línea Tarapacá – Condores. Por esta razón, se aplica la metodología del minimo costo de arrepentimiento.

En la Tabla 41, se muestran el VAN 2022-2036 del Beneficio que generan las distintas alternativas para los distintos escenarios considerados en este estudio.

Tabla 41: VAN 2022-2036 de Beneficio de distintas alternativas evaluadas

Alternativa VAN 2022-2036 Beneficio (MMUSD)

Escenario Base Escenario ERNC Escenario Conjunto

Alternativa 1 357,3 396,9 478,7

Alternativa 2 365,9 405,8 487,7

Alternativa 3 361,0 393,1 476,9

Alternativa 4 378,7 492,8 473,7

Alternativa 5 384,4 502,2 479,7

Evaluando el costo de arrepentimiento de cada alternativa, se obtiene:




Tabla 42: Costo de arrepentimiento de distintas alternativas evaluadas

Alternativa Arrepentimiento (MMUSD)

Escenario Base Escenario ERNC Escenario Conjunto

Alternativa 1 27,1 105,3 9,0

Alternativa 2 18,5 96,4 0,0

Alternativa 3 23,4 109,1 10,8



Aplicando el criterio de minimo costo de arrepentimiento, se propone construir la nueva línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte 2x220 kV, 297 MVA, tendido de primer circuito, 2022.

5.2.1.3 Definición de alternativa de expansión

De acuerdo a los resultados obtenidos en la Tabla 42, se puede ver los altos beneficios económicos que genera una nueva línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte 2x220 kV (tendido del primer circuito).

Propuesta de expansión:

En base a los análisis y evaluaciones económicas realizadas se recomienda el desarrollo de la transmisión de la zona norte del SING el siguiente proyecto:

Nueva Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, 2 conductores por fase, 297 MVA, tendido primer circuito Año 2022. Tendido segundo circuito, Año 2025, Construcción inmediata

Cabe destacar que, para efectos de este análisis, se consideró que la línea Lagunas – Nueva Pozo Almonte 2x220 kV, tendido de primer circuito, entra en operación de manera simultanea al primer circuito de la línea Cóndores – Nueva Pozo Almonte 2x220 kV y el primer circuito Parinacota – Nueva Pozo Almonte 2x220 kV. Por esta razón, se recomienda la construcción inmediata de la obra propuesta.




5.3 EVALUACIÓN ECONÓMICA OBRAS DE TRANSMISIÓN ZONA CENTRO

5.3.1 AUMENTO CAPACIDAD ENTRE SS/EE KIMAL (NUEVA CRUCERO ENCUENTRO) Y ENCUENTRO

5.3.1.1 Alternativas de expansión

Las alternativas que permiten evitar futuros problemas de transmisión entre las SS/EE Kimal y Encuentro, son las presentadas en la sección 4.5.2.5, esto es:

Alternativa 1: Nueva Línea 2x220 kV Kimal – Encuentro, circuito 1, 500 MVA. Alternativa 2: Aumento de capacidad de empalmes desde punto de seccionamiento de línea

Crucero - Encuentro hacia la Nueva subestación 220 kV Kimal, y adecuaciones de paños y conexiones de Línea Kimal – Encuentro en S/E Encuentro.

En términos de factibilidad técnica, ambas alternativas son factibles de ser realizadas, más aún, en la segunda alternativa ya se dispone de capacidad suficiente en los conductores existentes para transferir 1000 MVA y sólo bastaría realizar adecuaciones en los paños de S/E Encuentro, y realizar un cambio en el diseño conceptual del proyecto S/E Kimal.

En lo que se refiere a la alternativa 1, este proyecto permitiría alcanzar los mismos niveles de transferencia que la alternativa 2 considerando criterio de seguridad N-1.

5.3.1.2 Valorización de inversiones

El valor de inversión de la alternativa de expansión a evaluar se presenta en la Tabla 43. El detalle de la valorización, la factibilidad técnica y la ingeniería conceptual de estos proyectos se presenta en la sección 7 y anexo 8.1.

Tabla 43: Valores de Inversión proyectos de expansión de la línea Kimal – Encuentro.

N Obra de Transmisión Capacidad Vi Ref. COMA AVI VATT

(MVA) Miles USD

Alternativa 1

Nueva Línea 220 kV Kimal - Encuentro 500 11.249 225 1.150 1.375

Alternativa 2

Aumento de capacidad empalmes Línea Crucero-Encuentro a Nueva S/E Kimal y adecuaciones en S/E Encuentro

1000 9.551 191 977 1.168

Considerando que ambas alternativas sólo se diferenciarían en términos del valor de inversión, y ambas permitirían alcanzar el mismo nivel de transferencia por la línea, se recomienda evaluar la alternativa de expansión 2.

5.3.1.3 Evaluación económica

En la Tabla 44 se presentan los resultados de las evaluaciones económicas de estos proyectos considerando que sin alguno de estos proyectos de ampliación se activaría la restricción identificada en la sección 4.5.2, en este caso, asociada principalmente a la entrada del sistema de 500 kV desde S/E Los Changos (Año 2021) de cara a la Interconexión SING-SIC.




De los resultados obtenidos se puede identificar el alto beneficio económico de este proyecto, el cual en un horizonte 2022-2031 alcanzaría beneficios entre los 14 y 31 MMUSD en valor presente del año 2022 para los distintos escenarios de expansión del parque generador.

Tabla 44: Evaluación económica Proyecto de Aumento de Capacidad Línea 220 kV Kimal – Encuentro

Año Escenario Base (MMUSD) Escenario ERNC (MMUSD)

Con Restricción

Sin Restricción

Ahorro Costos VATT Beneficio

Con Restricción

Sin Restricción


2017 1,103.83 1,103.83 0 - - 1,103.59 1,103.59 0 - -

2018 1,021.44 1,021.44 0 - - 1,021.63 1,021.63 0 - -

2019 1,099.15 1,099.16 0 - - 1,099.37 1,099.37 0 - -

2020 1,412.35 1,412.35 0 - - 1,412.91 1,412.91 0 - -

2021 1,349.53 1,349.53 0 - - 1,349.25 1,349.21 0 - -

2022 1,716.52 1,716.52 0 - - 1,717.02 1,717.02 0 - -

2023 1,720.42 1,720.48 -0.06 1.17 -1.22 1,720.57 1,720.60 -0.03 1.17 -1.20

2024 1,815.75 1,815.65 0.11 1.17 -1.06 1,816.47 1,816.50 -0.03 1.17 -1.20

2025 1,908.04 1,907.71 0.33 1.17 -0.84 1,909.83 1,909.32 0.51 1.17 -0.65

2026 1,519.06 1,516.99 2.07 1.17 0.90 1,494.45 1,492.46 1.99 1.17 0.82

2027 2,098.51 2,096.83 1.68 1.17 0.51 2,055.61 2,053.51 2.10 1.17 0.93

2028 2,193.95 2,187.98 5.97 1.17 4.80 2,148.30 2,142.36 5.94 1.17 4.77

2029 2,312.90 2,302.80 10.10 1.17 8.93 2,285.58 2,275.22 10.36 1.17 9.19

2030 2,592.45 2,578.21 14.24 1.17 13.07 2,562.67 2,548.22 14.44 1.17 13.28

2031 2,848.52 2,828.08 20.44 1.17 19.27 2,753.39 2,746.47 6.92 1.17 5.75

- VAN 2023-2031 $26.60 $6.73 $19.88 VAN 2023-2031 $21.33 $6.73 $14.61

Año Escenario Conjunto SING-SIC (MMUSD)

Con Restricción

Sin Restricción


2017 1,162.47 1,162.44 0 - -

2018 1,051.03 1,051.03 0 - -

2019 1,085.15 1,085.15 0 - -

2020 1,353.34 1,353.34 0 - -

2021 1,261.98 1,261.98 0 - -

2022 1,525.84 1,525.84 0 - -

2023 1,610.58 1,610.53 0.05 1.17 -1.12

2024 1,607.34 1,607.16 0.18 1.17 -0.99

2025 1,710.85 1,710.24 0.61 1.17 -0.56

2026 1,546.93 1,544.74 2.18 1.17 1.01

2027 2,164.81 2,161.36 3.44 1.17 2.28

2028 2,148.69 2,139.19 9.50 1.17 8.33

2029 2,217.53 2,204.26 13.27 1.17 12.10




Año Escenario Conjunto SING-SIC (MMUSD)

Con Restricción

Sin Restricción


2030 2,361.31 2,336.29 25.01 1.17 23.85

2031 2,937.69 2,915.37 22.32 1.17 21.15

- VAN 2023-2031 $37.59 $6.73 $30.86

5.3.1.4 Simulaciones finales y definición de alternativa de expansión

Los resultados obtenidos al momento de liberar la restricción de transmisión de la línea 220 kV Kimal – Encuentro se presentan en la Figura 43, y se puede verificar que en el horizonte 2017-2036 se podrían alcanzar los 1000 MVA.

En base a lo anterior, y considerando que ambas alternativas de expansión son factibles técnicamente y permitirían alcanzar los 1000 MVA máximos, se privilegia la alternativa de ampliar las líneas existentes por significar costos de inversión inferiores.

Figura 43: Resultados evaluación flujo máximo línea 220 kV Kimal - Encuentro, distintos escenarios

Escenario Base Escenario ERNC

2020 2025 2030 2035-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2025 2030 2035-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1




Escenario Conjunto SING-SIC

Propuesta:

Aumento de capacidad de empalmes desde punto de Seccionamiento de la línea Crucero - Encuentro hacia la Nueva subestación Kimal 220 kV, y adecuaciones de paños y conexiones de Línea Kimal – Encuentro en S/E Encuentro, Año 2022.

Si bien la propuesta de expansión resulta rentable dentro del horizonte de evaluación, se infiere que la entrada en operación del proyecto podría ser pospuesta de manera de maximizar el VAN del proyecto, debido a que, en los primeros años de evaluación, el proyecto obtiene beneficios negativos de manera consecutiva para los tres escenarios evaluados.

Cabe destacar que dicha recomendación no considera la ampliación del paño JR en S/E Encuentro, considerando que su capacidad actual es de 760 MVA, y los flujos máximos permitidos por cada circuito de la línea Kimal – Encuentro 220 kV no superaría los 500 MVA en estado permanente por criterio de seguridad N-1. Por lo tanto, sólo se superaría la capacidad de este paño bajo 3 condiciones coincidentes:

1. Circuito 1 o 2 de Línea Kimal – Encuentro transferido. 2. Flujos totales por línea Kimal – Encuentro superiores a 760 MVA. 3. Contingencia en alguno de los circuitos 1 o 2 de Línea Kimal – Encuentro.

En base a lo anterior, actualmente no es económicamente rentable proponer la ampliación del paño acoplador, pudiendo utilizarse alguna medida operacional de limitar flujos sólo en condiciones en que se transfiere alguno de estos paños. Sin embargo, la necesidad de ampliación de este paño se seguirá analizando en los siguientes procesos de revisión de expansión del sistema de transmisión.

2020 2025 2030 2035-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1




5.3.2 REUBICACIÓN DE PAÑO LINEA SALAR – CALAMA Y TENDIDO DE SEGUNDO CIRCUITO

5.3.2.1 Alternativas de expansión

La alternativa que permite mejorar la calidad de suministro de la ciudad de Calama, se presenta en la sección 4.5.1.2, esto es:

Alternativa 1: Reubicación de Paño Calama de S/E Salar a S/E Nueva Chuquicamata.

Esta alternativa, no tiene problemas de factibilidad técnica, dado que se cuenta con espacio físico para la realización de esta obra y además este proyecto se realiza por etapas, con el fin de no afectar el suministro de la ciudad de Calama.

5.3.2.2 Valorización de inversiones

El valor de inversión de la alternativa de expansión a evaluar se presenta en la Tabla 45. El detalle de la valorización, la factibilidad técnica y la ingeniería conceptual de estos proyectos se presenta en la sección 7 y anexo 8.1.

Tabla 45: Valor de inversión alternativa de reubicación de paño Calama de S/E Salar a S/E Nueva Chuquicamata.

N Obra de Transmisión Capacidad Vi Ref. COMA AVI VATT

(MVA) Miles USD

Alternativa 1

Reubicación de Paño Calama de S/E Salar a S/E Nueva Chuquicamata 350 15.297 306 1.797 2.103

5.3.2.3 Evaluación económica

En la Tabla 46, se presenta el resultado de la evaluación económica de este proyecto considerando que, sin este proyecto, seguirá existiendo energía no servida en la ciudad de Calama por concepto de desconexiones forzadas y programadas de la línea Salar – Calama, situación que se deja de presentar al momento de la implementación de este proyecto. Esta energía no servida se valoriza utilizando el costo de falla de corta duración, correspondiente a 14.738 [USD/MWh], establecido en la NTSyCS de Enero de 2016.

Dado que la ciudad de Calama no puede operar en isla abasteciéndose por medio de la generación local se considera que la demanda que se deja de abastecer con la salida de la línea Salar – Calama corresponde, al menos, a la demanda mínima proyectada para esta ciudad.

De los resultados obtenidos se puede identificar el alto beneficio económico de este proyecto, el cual en un horizonte 2020-2031 alcanzaría beneficios entre los 73 MMUSD en valor presente del año 2020.




Tabla 46: Evaluación Económica Reubicación de Paño Calama en S/E Salar a Nueva Chuquicamata

Año

Evaluación Económica

Horas de Desconexión

Forzada

Horas de Desconexión Programada

Demanda Minima [MW]

ENS [MWh] Valor ENS [MMUSD]

VATT Ahorro Costos

2017 2,43 27 23,1 680,1 10,0 0 -

2018 2,43 27 23,7 698,9 10,3 0 -

2019 2,43 27 24,5 720,4 10,6 0 -

2020 2,43 27 25,2 742,6 10,9 2,1 8,8

2021 2,43 27 26,2 771,1 11,4 2,1 9,3

2022 2,43 27 27,1 798,8 11,8 2,1 9,7

2023 2,43 27 28,1 827,8 12,2 2,1 10,1

2024 2,43 27 29,1 855,7 12,6 2,1 10,5

2025 2,43 27 30,2 887,4 13,1 2,1 11,0

2026 2,43 27 31,1 915,6 13,5 2,1 11,4

2027 2,43 27 32,1 944,8 13,9 2,1 11,8

2028 2,43 27 33,0 972,2 14,3 2,1 12,2

2029 2,43 27 34,2 1006,4 14,8 2,1 12,7

2030 2,43 27 35,3 1038,8 15,3 2,1 13,2

2031 2,43 27 36,6 1077,3 15,9 2,1 13,8

- VAN 2020-2031

$ 14,31 $ 73,06

Propuesta:

Reubicación de paño línea Salar – Calama, ubicado en subestación Salar, hacia subestación Nueva Chuquicamata, fecha de puesta en servicio, Año 2020. Condicionado a la construcción de la subestación Nueva Chuquicamata

En base a lo anterior, se puede identificar el alto beneficio económico y de seguridad de abastecimiento de la propuesta de expansión analizada. Adicionalmente, el desarrollo de esta alternativa esta condicionado a la construcción de la subestación Nueva Chuquicamata.




6. PLAN DE OBRAS PROPUESTO

A partir de los resultados de las evaluaciones económicas de la Sección 5, se obtiene el plan de obras de transmisión definitivo recomendado por el CDEC-SING, el cual se presenta en la Tabla 47.

Tabla 47: Plan de obras recomendado sistema de transmisión.

N Plan de Obras de Transmisión Recomendado Cap.

(MVA)

Longitud

(km)

Fecha PES

Construcción Segmento Plazo

constructivo

VI Ref. VATT Comentario

Miles USD

1 Nueva línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, c17 297 70 2022 Inmediata Nacional 48 meses 19.995 2.420 Aumento capacidad de transmisión ante generación

localizada al norte de Iquique y Pozo Almonte.

2 Ampliación capacidad de empalmes S/E Kimal a actual Línea

2x220 kV Crucero – Encuentro. 1000 10 2022 Inmediata Nacional 24 meses 9.551 1.168

Evita congestión de la línea ante la puesta en servicio del sistema 500 kV Los Changos – Kimal y Flujos por la

Interconexión SING-SIC sobre 1000 MW.

3 Subestación Nueva Chuquicamata NA NA 2020 Inmediata Nacional 24 meses 13.286 1.624



4 Normalización S/E Calama NA NA 2019 Inmediata Nacional 18 meses 4.238 582 Normalización S/E Calama.


5 Reubicación de Paño Calama de S/E Salar a S/E Nueva

Chuquicamata NA NA 2019 Condicionada Nacional 24 meses 15.297 1.849


Conexión de nuevos proyectos de generación y consumo en zona de Calama y alrededores.

CONDICIÓN: Construcción S/E Nueva Chuquicamata

6 Subestación Nueva Esperanza NA NA 2020 Inmediata Nacional 24 meses 17.380 2.125 Seguridad de abastecimiento de la zona de Sierra Gorda.

Conexión de nuevos proyectos de generación y consumo.

7 Cambio de Interruptores 52JR, 52JS y 52JRE en S/E Crucero NA NA 2019 Inmediata Nacional 18 meses 1.774 216

Reemplazo de los interruptores y sus equipamientos, por interruptores con capacidad de ruptura igual a 40 kA.

Obsolesencia tecnológica.

Seguridad operacional.

8 Ampliación Paño El Tesoro en S/E Encuentro NA NA 2018 Inmediata Nacional 12 meses 777 95 Normalización S/E Encuentro.

9 Nuevo Transformador 66/13,8 kV en S/E Quiani 15 NA 2018 Inmediata Zonal 12 meses 1.176 144 Seguridad de abastecimiento de Arica.

10 S/E Seccionadora Nueva Capricornio y Nuevo Transformador

220/110 kV 80 MVA 80 NA 2019 Inmediata Zonal 24 meses 9.888 1.209

Seguridad de suministro ciudades zona sur del SING, Antofagasta, La Negra y Alto Norte.

7 Corresponde a la primera etapa del proyecto “Nueva línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido de primer circuito año 2022, tendido de segundo circuito año 2025”




7. VALORIZACIÓN DE INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN

Un elemento de vital importancia dentro de la evaluación económica de las obras propuestas para levantar las restricciones observadas en el sistema de transmisión, corresponde al diseño y valorización de dichas obras de ingeniería. Para efectos del presente ejercicio de planificación, las valorizaciones de ampliaciones y obras nuevas se calculan con base en ingenierías conceptuales desarrolladas para cada obra analizada, utilizando criterios de diseño generales, información actualizada de cada instalación y topografía referencial.

De acuerdo con lo indicado en las secciones anteriores, el plan de obras de transmisión propuesto para el Sistema de Transmisión del SING, considera las obras nuevas y ampliaciones que se detallan a continuación:

Obras Nuevas del SING:

1) Subestación Nueva Esperanza. 2) Subestación Nueva Chuquicamata. 3) Línea de transmisión en 2x220 kV Lagunas-Nueva Pozo Almonte

Obras de Ampliación del SING:

1) Normalización de Subestación Calama. 2) Reubicación de paño Calama de Subestación Salar en Subestación Nueva Chuquicamata. 3) Cambio de interruptores 220 kV Subestación Crucero. 4) Ampliación empalmes encuentro a Subestación Kimal. 5) Tendido segundo circuito línea 2x220 Tarapacá-Cóndores. 6) Ampliación paño El Tesoro en Subestación Encuentro.

En las siguientes secciones se presenta un resumen de los proyectos, incluyendo una descripción general, la ubicación geográfica, el presupuesto estimado y un cronograma estimado de ejecución. Este resumen pretende dar una visión general de cada obra, mostrando los detalles más importantes que permitan definir de mejor manera las obras a incluir en los Decretos de Expansión respectivos. Así como en las futuras bases técnicas, según corresponda.




7.1 SUBESTACIÓN NUEVA ESPERANZA Y ENLACES DE 220 kV

La subestación Nueva Esperanza y sus enlaces, es una alternativa factible para normalizar las subestaciones Esperanza y El Tesoro, debido a que la configuración de sus barras no cumple con el estándar exigido por el Articulo 3-24 de la NTSyCS vigente. Un elemento que justifica esta nueva obra, es que las subestaciones mencionadas no disponen de espacio físico suficiente dentro de su perímetro para poder realizar ampliaciones que mejoren su configuración y cumplan con el estándar exigido por la Norma. Es por esta razón que se propone una nueva subestación que permita radializar las instalaciones existentes para dar mayor fiabilidad y flexibilidad al sistema ante mantenimiento y falla de barras e interruptores, sin interrupción del servicio eléctrico.

En general, la alternativa planteada consiste en el seccionamiento de la línea 2x220 kV El Cobre-Esperanza mediante una nueva subestación y el desvío de la línea 1x220 kV Encuentro - El Tesoro hacia esta nueva subestación. Este desvío tendrá una extensión aproximada de 4 km en dirección suroeste de la subestación El Tesoro, dependiendo del trazado definitivo. Las nuevas instalaciones permitirán el acceso abierto para las conexiones de futuros proyectos de generación (ERNC), como también nuevos proyectos mineros de la II Región de Antofagasta.

7.1.1 Ubicación del proyecto

La subestación Nueva Esperanza se ubicará en las cercanías de la subestación El Tesoro, aproximadamente a 2.100 m.s.n.m, en la II Región de Antofagasta, comuna de Sierra Gorda y con coordenadas referenciales UTM WGS84 zona 19K: 487044E, 7464527N.

Figura 44: Área del proyecto SE Nueva Esperanza.




7.1.2 Configuración de barras

Varios factores afectan el nivel de confiabilidad y las facilidades de operación de una subestación, siendo uno de los principales la configuración del sistema de barras, entendida como el arreglo de los equipos de maniobra y las barras. Para este proyecto la elección de la configuración de barras que ha sido definida es una configuración de doble barra más barra de transferencia para 220 kV.

Figura 45: Unilineal simplificado S/E Nueva Esperanza.

Una de las razones para elegir esta configuración de barras, es la necesidad de mantener cada circuito en servicio aún durante el mantenimiento de un interruptor, tal como lo exige el Articulo 3-24 de la NTSyCS para instalaciones sobre los 200 kV. En el siguiente cuadro se resumen las facilidades de mantenimiento de la configuración seleccionada.

Configuración Efecto de mantenimiento en interruptor

Normal Falla en un circuito Falla en barra

DOBLE BARRA MAS BARRA DE TRANSFERENCIA

Nada, mientras el interruptor de transferencia esté disponible.

Pérdida del circuito y la barra de transferencia.

En la transferencia, perdida del circuito.

En una barra principal, se pierden todos los circuitos conectados a ésta, mientras se conmutan a la barra sana mediante el juego de doble desconectador propuesto.

El sistema de barras considerado deberá ser construido para una capacidad mínima de 1.000 MVA con 75°C en el conductor y 35°C de temperatura ambiente. El área aproximada del terreno de emplazamiento para la nueva subestación es de 5,5 Hectáreas. Esta área se considera suficiente para alojar las instalaciones del proyecto, las ampliaciones futuras de proyectos informados y para permitir una salida apropiada de los paños futuros que convergen a la subestación.




Figura 46: Disposición de equipos S/E Nueva Esperanza.

Para la valorización de la nueva subestación, se consideraron los siguientes equipos convencionales de tipo AIS con sus obras civiles, estructuras y montaje.

Tabla 48: Equipos principales S/E Nueva Esperanza.

Equipos Cantidad

Interruptor de poder mando monopolar 245 kV 7

Desconectadores tripolares de apertura central horizontal 245 kV 13

Desconectadores unipolares tipo pantógrafo vertical 245 kV 21

Desconectadores tripolares de apertura central horizontal con puesta a tierra 245 kV 5

Transformadores de corriente 245 kV 21

Transformadores de potencial capacitivos 245 kV 21

Transformadores de potencial SS/AA 245 kV 3

Pararrayos 245 kV 15

Aisladores de pedestal 245 kV 84




7.1.3 Características generales de las líneas de transmisión

Las principales características de la línea de transmisión en 220 kV que une la subestación Nueva Esperanza con la subestación Encuentro son las siguientes:

Nivel de tensión : 220 kV Número de circuitos : 1 Conductor : Un conductor por fase, AAAC Flint 740,8 MCM (375 mm²) Cable de guardia óptico : OPGW 108 mm² Aislamiento : Cadena de aisladores de vidrio;

Suspensión 14 Unidades (CR 70kN); Anclaje 15 Unidades (CR 120 kN)

Longitud Aproximada : 4 km Capacidad de Transmisión : 255 MVA Subestación de salida : S/E Nueva Esperanza (2.100 m.s.n.m) Estructura de llegada : Seccionamiento Línea Encuentro - El Tesoro Tipo de estructuras : Metálicas de acero galvanizado en celosía

Figura 47: Geometría de Estructuras de enlace 1x220 kV.

Estructura Suspensión

Torre Tipo 22A

Estructura Anclaje

Torre Tipo 22A90

En el siguiente cuadro se resume la cantidad y tipo de estructuras estimadas para el proyecto:

Tipo de Torre Cantidad Porcentaje %

Suspensión 9 70%

Anclaje 4 30%

Total general 13 100%




Las principales características de la línea que une la subestación Nueva Esperanza con la subestación Esperanza y la subestación El Cobre son las siguientes:



Longitud Aproximada : 4 km Capacidad de Transmisión : 255 MVA Subestación de salida : S/E Nueva Esperanza (2.100 m.s.n.m) Estructura de llegada : Seccionamiento Línea El Cobre -Esperanza Tipo de estructuras : Metálicas de acero galvanizado en celosía

Figura 48: Geometría de Estructuras de enlace 2x220 kV.

Estructura Suspensión Estructura Anclaje



Suspensión 18 77%

Anclaje 8 33%





7.1.4 Presupuesto

El presupuesto estimado según el detalle de la Tabla 49, es expresado en moneda de los Estados Unidos de Norte América (US$) y corresponden a valores sin IVA.

Tabla 49: Presupuesto estimado Subestación Nueva Esperanza y Enlaces.

ITEM DESCRIPCIÓN COSTO TOTAL miles de US$

1 TOTAL COSTO DIRECTO (US$) 14.500

1.1 Ingeniería 428

1.2 Instalación de faenas 280

1.3 Suministro, Obras Civiles 12.481

1.4 Gestión medioambiental 390

1.5 Servidumbre 921

2 TOTAL COSTO INDIRECTOS (US$) 1.468

2.1 Dirección de obra 653

2.2 Gastos generales y seguros 665

2.3 Inspección técnica de obra 150

3 SUB TOTAL CONTRATO (US$) 15.968

4 Utilidades del contratista 443

5 Contingencias 221

6 Intereses Intercalarios 748

7 COSTO TOTAL PROYECTO (US$) 17.380

7.1.5 Cronograma general de ejecución

Se adjunta el cronograma general de ejecución, donde se indican las actividades que se deben ejecutar a partir de la fecha de publicación del Decreto de adjudicación de la obra en el Diario Oficial. Todas las actividades, construcción de la subestación 220 kV y enlaces se iniciarán en paralelo.

ITEM ACTIVIDAD AÑO 1 AÑO 2

1 2 3 4 1 2 3 4

1 Adjudicación Contratistas

2 Ingeniería

3 Tramitación DIA o EIA

4 Suministros

5 Construcción

6 Puesta en Servicio

El proyecto deberá ser construido y entrar en operación, a más tardar, dentro de los 24 meses siguientes a la fecha de adjudicación de la licitación.




7.2 SUBESTACIÓN NUEVA CHUQUICAMATA Y ENLACES DE 220 kV

La subestación Nueva Chuquicamata y sus enlaces, es una alternativa factible para normalizar la subestación Chuquicamata, debido a que la configuración de sus barras no cumple con el estándar exigido por el Artículo 3-24 de la NTSyCS vigente. Un elemento que justifica esta alternativa es que la subestación no dispone de espacio físico suficiente dentro de su perímetro para poder realizar ampliaciones que mejoren su configuración y cumplan con el estándar exigido por la Norma, adicionalmente, el año 2014 se realizó una auditoría técnica de estas instalaciones, donde se observó que los accionamientos de los interruptores de poder de los paños de líneas y autotransformador, solo poseen una bobina de desenganche y no cumplen con lo estipulado en el Artículo 3-23 de la NTSyCS, respecto a que para líneas de transmisión con tensión nominal sobre los 200 kV, cada circuito debe contar con interruptores con doble bobina de desenganche. Es por esto que se propone una nueva subestación que deje radial la instalación existente para dar mayor fiabilidad y flexibilidad al sistema ante mantenimiento y falla de barras e interruptores.

En general, la alternativa planteada consiste en el seccionamiento de los circuitos Crucero-Chuquicamata, Crucero-Salar, mediante una nueva subestación. Este seccionamiento se deberá realizar en las cercanías de la estructura N°340, donde convergen los dos circuitos mencionados anteriormente. El desvío de estos circuitos dependerá de la futura ubicación de la nueva subestación y los trazados de cada enlace. Las nuevas instalaciones permitirán el acceso abierto para las conexiones de futuros proyectos de generación (ERNC), como también nuevos proyectos mineros de la II Región de Antofagasta.


La subestación Nueva Chuquicamata se ubicará en las cercanías de la estructura N°340, aproximadamente a 2.600 m.s.n.m, II Región de Antofagasta, en la comuna de Calama y con coordenadas referenciales UTM WGS84 zona 19K: 507492E, 7530453N.

Figura 49: Área del proyecto SE Nueva Chuquicamata.





Varios factores afectan el nivel de confiabilidad y las facilidades de operación de una subestación, siendo uno de los principales la configuración del sistema de barras, entendida como el arreglo de los equipos de maniobra y las barras. Para este proyecto la elección de la configuración de barras que ha sido definida es una configuración de doble barra con interruptor y medio para 220 kV.

Figura 50: Unilineal simplificado S/E Nueva Chuquicamata.

Una de las razones para elegir esta configuración de barras, es la necesidad de mantener cada circuito en servicio aún durante el mantenimiento de un interruptor, tal como lo exige el Articulo 3-24 de la NTSyCS para instalaciones sobre los 200 kV. En el siguiente cuadro se resumen las facilidades de mantenimiento, ventajas y desventajas de la configuración seleccionada.


Normal Falla en circuito Falla en barra

INTERRUPTOR Y MEDIO Nada. Pérdida del circuito.

Se aísla un circuito si el interruptor central está en mantenimiento.

Si la falla es en la barra opuesta al interruptor en mantenimiento, quedan aislados dos circuitos.

El sistema de barras considerado deberá ser construido para una capacidad mínima de 1.000 MVA con 75°C en el conductor y 35°C de temperatura ambiente. El área aproximada del terreno de emplazamiento para la nueva subestación es de 2 Hectáreas. Esta área se considera para alojar las instalaciones del proyecto, las




ampliaciones futuras de proyectos informados y para permitir una salida apropiada de los paños futuros que convergen a la subestación.

Figura 51: Disposición de equipos S/E nueva Chuquicamata.

Para la valorización de la nueva subestación, se consideraron los siguientes equipos convencionales de tipo AIS con sus obras civiles, estructuras y montaje.

Tabla 50: Equipos principales S/E Nueva Chuquicamata.

Equipos Cantidad





Transformadores de potencial 245 kV 15

Condensadores de acoplamiento 245 kV 8

Trampa de onda 245 kV 8

Transformadores de potencial SS/AA 245 kV 3

Pararrayos 245 kV 12





7.2.3 Características generales de las líneas de transmisión

Las principales características de la línea de transmisión en 220 kV que une la subestación Nueva Chuquicamata con la subestación Kimal son las siguientes:



Longitud Aproximada : 1 km Capacidad de Transmisión : 276 MVA Subestación de salida : S/E Nueva Chuquicamata (2.600 m.s.n.m) Estructura de llegada : N° 340 (2.600 m.s.n.m) Tipo de estructuras : Metálicas de acero galvanizado en celosía

Figura 52: Geometría de estructuras de enlaces 2x220 kV.




Suspensión 4 77%

Anclaje 2 33%





Las principales características de la línea de transmisión en 220 kV que une la subestación Nueva Chuquicamata con la subestación Chuquicamata y Salar son las siguientes:



Longitud Aproximada : 1 km Capacidad de Transmisión : 276 MVA Subestación de salida : S/E Nueva Chuquicamata (2.100 m.s.n.m) Estructura de llegada : N° 340 (2.600 m.s.n.m) Tipo de estructuras : Metálicas de acero galvanizado en celosía.

Figura 53: Geometría de estructuras de enlaces 2x220 kV.




Suspensión 4 77%

Anclaje 2 33%





7.2.4 Presupuesto


Tabla 51: Presupuesto estimado Subestación Nueva Chuquicamata y enlaces.



1.1 Ingeniería 612




1.5 Servidumbre 76







5 Contingencias 150




Se adjunta el cronograma general de ejecución, donde se indica las actividades que se deben ejecutar a partir de la fecha de publicación del decreto de adjudicación de la obra en el Diario Oficial. Todas las actividades, construcción de la subestación 220 kV y enlaces se iniciarán en paralelo.


1 2 3 4 1 2 3 4


2 Ingeniería


4 Suministros

5 Construcción






7.3 LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 KV LAGUNAS – NUEVA POZO ALMONTE

El Proyecto Nueva Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, consiste en una Línea de Transmisión Eléctrica de 2x220 kV, con una extensión aproximada de 70 km, dependiendo del trazado definitivo. El trazado proyectado tiene origen en la S/E Nueva Pozo Almonte, Región de Tarapacá, y se extiende hasta la S/E Lagunas, Región de Tarapacá. Solo la Subestación Lagunas se encuentra actualmente en operación, y pertenece a la empresa eléctrica TRANSELEC. Por su parte, la S/E Nueva Pozo Almonte es una obra nueva, que está en proceso de licitación pública internacional por el departamento de peajes del CDEC SING.


El proyecto tiene una extensión aproximada de 70 km, entre la Subestación Nueva Pozo Almonte, ubicada aproximadamente a un radio de 8 km al noreste de la ciudad de Pozo Almonte, en la Comuna de Pozo Almonte y la Subestación Lagunas, está ubicada 75 kilómetros al Sureste de la ciudad de Iquique, en la comuna de Pozo Almonte. El proyecto se desarrollará en la I Región de Tarapacá.

Figura 54: Área del proyecto nueva Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte.




7.3.2 Características generales de la línea de transmisión

La línea de transmisión 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, presenta las siguientes características:

Nivel de tensión : 220 kV Número de circuitos : 2 (Primera etapa, Tendido de sólo de un circuito) Conductor : Dos conductores por fase, AAAC Butte 312,8 MCM (158 mm²) Cable de guarda óptico : OPGW 108 mm² Aislamiento : Cadena de aisladores de vidrio, Suspensión 14 Unidades (CR 70kN), Anclaje 15 Unidades (CR 120 kN) Longitud : 70 km Capacidad de Transmisión : 297 MVA Subestación de salida : SE Nueva Pozo Almonte (1073 m.s.n.m) Subestación de llegada : SE Lagunas (948 m.s.n.m) Tipo de estructuras : Metálicas de acero galvanizado en celosía.

Figura 55: Geometría de estructuras Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte.




Suspensión 197 89%

Anclaje 20 9%

Transposición 2 1%





7.3.3 Ampliación Subestación Lagunas

Ubicación:

La subestación Lagunas se ubica en la comuna de Pozo Almonte, aproximadamente a 950 m.s.n.m y con coordenadas referenciales UTM WGS84 zona 19K: 427800E, 7698110N.

Figura 56: Disposición de paños subestación Lagunas.

Configuración de la subestación: La subestación Lagunas tiene una configuración de doble barra con transferencia, por lo tanto, las ampliaciones para conectar los paños de la nueva línea deben considerar la misma configuración existente. Se debe tener presente que existen dos espacios disponibles, para la conexión de estos nuevos paños, ubicados al suroeste de la casa de control dentro del perímetro de la subestación. Para la ampliación de los nuevos paños de línea, se consideraron los siguientes equipos convencionales del tipo AIS, con sus obras civiles, estructuras y montaje.

Tabla 52: Equipos principales Ampliación SE Lagunas.

Equipos Cantidad



Desconectadores unipolares tipo pantógrafo vertical 245 kV 3




Pararrayos 245 kV 3





7.3.4 Ampliación Subestación Nueva Pozo Almonte 220 kV:

Ubicación:

La nueva subestación se ubicará aproximadamente a 8 km al sur de la S/E Pozo Almonte.

Figura 57: Área de ubicación de la nueva SE Pozo Almonte.

Configuración de la subestación:

De acuerdo a las bases técnicas de licitación la subestación nueva Pozo Almonte tiene una configuración de doble barra con interruptor y medio, por lo tanto, las ampliaciones proyectadas en esta subestación para la conexión de los nuevos paños de línea deben tener la misma configuración y utilizará el espacio disponible reservado dentro de su perímetro. Para la ampliación de estos nuevos paños de línea, se consideran los siguientes equipos convencionales AIS, con sus obras civiles, estructuras y montaje.

Tabla 53: Equipos principales Ampliación SE Nueva Pozo Almonte.

Equipos Cantidad

Interruptor de poder con mando monopolar 245 kV 2





Pararrayos 245 kV 3





7.3.5 Presupuesto


Tabla 54: Presupuesto estimado Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte.



1.1 Ingeniería 702




1.5 Servidumbre 1.354







5 Contingencias 1.173




Se adjunta el cronograma general de ejecución, donde se indica las actividades que se deben ejecutar a partir de la fecha de iniciación del proceso de licitación. Todas las actividades, construcción de la línea de transmisión 220 kV y ampliación de las subestaciones se iniciarán en paralelo.

ITEM ACTIVIDAD AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4


2 Ingeniería


4 Servidumbres

5 Suministros

6 Construcción






7.4 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN CALAMA

Para cumplir con el Articulo 3-24 de la NTSyCS y mejorar la confiabilidad de la S/E Calama, por falla o mantenimiento en interruptores, se propone el cambio de configuración de barras para el paño de línea y autotransformador que actualmente poseen configuración de barra simple, pasando a doble barra con doble interruptor. Esta alternativa de normalización incorpora nuevos equipos del tipo HCS (por las siglas de su nombre en inglés Hybrid Compact Switchgear), aprovechando los espacios reducidos que existen dentro de la subestación. Esta configuración aumenta la seguridad de la subestación tanto por falla en barras como en interruptores, permitiendo también una gran libertad y flexibilidad para su operación.


La S/E Calama se ubica al norte de la ciudad de Calama, aproximadamente a 2.280 m.s.n.m, en la II Región de Antofagasta, comuna de Calama y con coordenadas referenciales UTM WGS84 zona 19K: 507870 E, 7519746 N.

Figura 58: Área del proyecto ampliación S/E Calama.





Para este proyecto, la elección de la configuración de barras es de doble barra con doble interruptor para 220 kV. Una de las razones para elegir esta configuración de barras, es la necesidad de mantener cada circuito en servicio aún durante el mantenimiento de un interruptor, tal como lo exige el Artículo 3-24 de la NTSyCS para instalaciones sobre los 200 kV. En el siguiente cuadro se resumen las facilidades de mantenimiento de la configuración seleccionada.



DOBLE BARRA CON DOBLE INTERRUPTOR

Nada. Pérdida del circuito.

Perdida de un circuito si el interruptor en mantenimiento está adyacente a la barra fallada.

El sistema de barras considerado, deberá ser construido para una capacidad igual a 1.000 MVA. Como se puede apreciar en la disposición de equipos, la ampliación recomendada considera la construcción de una nueva torre de remate que soporte los dos circuitos provenientes de la subestación Salar con una ubicación más al norte que la estructura de remate existente. Esta nueva estructura permite cambiar la configuración de barras y aprovechar los espacios disponibles dentro de la subestación, disminuyendo el riesgo de suministro de energía en la ciudad de Calama.

Figura 59: Unilineal simplificado de ampliación S/E Calama.




Figura 60: Disposición de equipos ampliación S/E Calama.

Para la valorización de la nueva subestación, se consideraron los siguientes equipos convencionales y del tipo HCS con sus obras civiles, estructuras y montaje.

Tabla 55: Equipos principales ampliación SE Calama.

Equipos Cantidad

Equipo hibrido HCS que incluye TT/CC, DSC e Interruptor con mando monopolar 245 kV 4


Pararrayos 245 kV 3






7.4.3 Presupuesto

El presupuesto estimado según el detalle de la Tabla 56 , es expresado en moneda de los Estados Unidos de Norte América (US$) y corresponden a valores sin IVA.

Tabla 56: Presupuesto estimado Ampliación.



1.1 Ingeniería 249



2 TOTAL COSTO INDIRECTOS (US$) 443






5 Contingencias 41




Se adjunta el cronograma general de ejecución, donde se indica las actividades que se deben ejecutar a partir de la fecha de iniciación del proceso de licitación. Todas las actividades, de ampliación dentro de la subestación se inician en paralelo.


1 2 3 4 1 2 3 4


2 Ingeniería

3 Suministros

4 Construcción


El Proyecto deberá ser construido y entrar en operación, a más tardar dentro de los 18 meses siguientes a la fecha de adjudicación de la licitación. Se considera que la licitación por las obras de ampliación de la subestación y la normalización de los paños debe ser realizada por la empresa propietaria.




7.5 REUBICACION DE PAÑO CALAMA DE S/E SALAR EN S/E NUEVA CHUQUICAMATA

Para aumentar el nivel de seguridad, respaldo y la confiabilidad del abastecimiento de la ciudad de Calama, se propone la reubicación de paños que considera como primera etapa la construcción de una nueva línea de transmisión de doble circuito en 220 kV que unirá las subestaciones Nueva Chuquicamata y Calama. Esta nueva línea conectara ambas subestaciones mediante el empalme con la línea existente de doble circuito Salar – Calama en una de las estructuras de anclaje cercanas a la subestación Salar, incluyendo el tendido del segundo circuito en las mismas estructuras que soportan el circuito existente Salar - Calama. La segunda etapa del proyecto se destaca como principal obra la reubicación de un paño de línea que conecta la subestación Calama al sistema interconectado en la subestación Salar, ubicándolo en la subestación Nueva Chuquicamata mediante el empalme del circuito existente con el nuevo conductor tendido en las estructuras de la nueva línea. La capacidad térmica del nuevo circuito y los empalmes debe ser igual al conductor existente, es decir, 350 MVA considerando los mismos criterios de diseño. Es importante señalar que Calama se podría proyectar como un polo de generación, ya que en esta zona existe un gran potencial eólico y también posee los mayores factores de planta para generación fotovoltaica en la II Región de Antofagasta.

Figura 61: Esquema general del proyecto.





La línea de transmisión y las subestaciones se ubican, aproximadamente a 2.400 m.s.n.m, en la II Región de Antofagasta, en la comuna de Calama.

Figura 62: Área del proyecto.




7.5.2 Nuevos paños de línea en subestación Nueva Chuquicamata

Para este proyecto la elección de la configuración de barras para la conexión de los nuevos paños de línea corresponde a doble barra con interruptor y medio. En particular, se debe tener en cuenta que la subestación Nueva Chuquicamata se proyecta como tipo AIS, por lo tanto, el nuevo paño se debe construir con la misma tecnología ocupando el espacio disponible dentro del perímetro de la subestación.

Figura 63: Unilineal simplificado S/E Nueva Chuquicamata.

Para asegurar, que la capacidad térmica del nuevo circuito sea la misma del circuito existente, los equipos serie del nuevo paño deberán ser dimensionados con una capacidad mayor que el límite térmico de la línea. Un elemento a considerar para la conexión del nuevo paño, es que la subestación nueva Chuquicamata deberá poseer espacio suficiente, para alojar los nuevos paños de línea.

Figura 64: Disposición de equipos S/E Nueva Chuquicamata.




En la valorización de la ampliación, se consideraron los siguientes equipos convencionales de tipo AIS con sus obras civiles, estructuras y montaje.

Tabla 57: Equipos principales Ampliación S/E Nueva Chuquicamata.

Equipos Cantidad






Pararrayos 245 kV 6


7.5.3 Nuevo paño de línea en subestación Calama (Normalizada)

Para este proyecto la elección de la configuración de barras para la conexión del nuevo paño de línea corresponde a doble barra con doble interruptor. En particular, se debe tener en cuenta que la subestación Calama es del tipo AIS, por lo tanto, el nuevo paño se debe construir con la misma tecnología ocupando el espacio disponible dentro del perímetro de la subestación.

Figura 65: Unilineal simplificado S/E Calama (Normalizada).

Para asegurar que la capacidad térmica del nuevo circuito sea la misma del circuito existente, los equipos serie del nuevo paño deberán ser dimensionados con una capacidad mayor que el límite térmico de la línea. Un elemento a considerar para la conexión del nuevo paño, es que la subestación Calama posee espacio suficiente para alojar un nuevo paño de línea.




Figura 66: Disposición de equipos Ampliación S/E Calama (Normalizada).

Para la valorización de la ampliación, se consideraron los siguientes equipos convencionales y del tipo HCS con sus obras civiles, estructuras y montaje.

Tabla 58: Equipos principales ampliación S/E Calama (Normalizada).

Equipos Cantidad



Pararrayos 245 kV 3



7.5.4 Características generales la línea de transmisión existente

Las principales características de la línea de transmisión en 220 kV, que une la subestación Salar con la subestación Calama son las siguientes:

Nivel de tensión : 220 kV Número de circuitos : 2 Conductor : Un conductor por fase, ACAR 950 MCM (478 mm²) Cable de guarda óptico : OPGW 108 mm² Aislamiento : Cadena de aisladores de vidrio, Suspensión 15 Unidades (CR 70kN), Anclaje 16 Unidades (CR 120 kN) Longitud : 17 km Capacidad de Transmisión : 350 MVA (Calculada a 80°C conductor, 25°C ambiente) Subestación de salida : SE Calama (2.279 m.s.n.m) Subestación de llegada : SE Salar (2.525 m.s.n.m)




La nueva línea de transmisión 2x220 kV Nueva Chuquicamata – Calama, proyectada se considera con las siguientes características:

Nivel de tensión : 220 kV Número de circuitos : 2 Conductor : Un conductor por fase, ACAR 950 MCM (478 mm²) Cable de guarda óptico : OPGW 108 mm² Aislamiento : Cadena de aisladores de vidrio, Suspensión 15 Unidades (CR 70kN), Anclaje 16 Unidades (CR 120 kN) Longitud : 10 km Capacidad de Transmisión : 350 MVA (Calculada a 80°C conductor, 25°C ambiente) Subestación de salida : SE Nueva Chuquicamata (2.600 m.s.n.m) Llegada : Empalme estructura 56 existente de la línea Salar-Calama (2.530 m.s.n.m) Tipo de estructuras : Metálicas de acero galvanizado en celosía.

Figura 67: Geometría de estructuras Línea 2x220 kV Nueva Chuquicamata – Calama.




Suspensión 23 79%

Anclaje 6 21%

Transposición 0 0%





7.5.5 Presupuesto


Tabla 59: Presupuesto estimado Ampliaciones.



1.1 Ingeniería 329









5 Contingencias 268




Se adjunta el cronograma general de ejecución, donde se indican las actividades que se deben ejecutar a partir de la fecha de iniciación del proceso de licitación. Todas las actividades, construcción de la línea de transmisión 220 kV y ampliación de las subestaciones se iniciarán en paralelo.


1 2 3 4 1 2 3 4


2 Ingeniería


4 Servidumbres

5 Suministros

6 Construcción


El Proyecto deberá ser construido y entrar en operación, a más tardar dentro de los 24 meses siguientes a la fecha de adjudicación de la licitación. Se considera que la licitación por las obras de ampliación de las subestaciones y la construcción de la línea deben ser realizadas por la empresa propietaria de la línea existente.




7.6 CAMBIO DE INTERRUPTORES 220 KV SUBESTACIÓN CRUCERO

De acuerdo a lo analizado estudio de integridad de instalaciones del sistema de transmisión de 2015, es necesario el reemplazo de los interruptores de poder, debido a que verán superada su capacidad de ruptura en los próximos años. El proyecto de cambio de interruptores considera las siguientes obras: a) Desarme y desmontaje de los interruptores existentes 52JRE, 52JR y 52JS (Retiro de energías

acumuladas y gas SF6, retiro de accionamiento y cableado de control, retiro de gabinete de accionamiento, retiro de polos y estructuras).

b) Armado y Montaje de los nuevos interruptores 52JRE, 52JR y 52JS (Montaje de soporte del Interruptor, giro y aplome, montaje de mecanismos de operación y montaje de los polos del interruptor).

c) Una vez armado el interruptor se procede a realizar el cableado y las termofusiones para el conexionado a tierra de las estructuras.

d) Sistemas complementarios: Protecciones, control y obras civiles.

Figura 68: Cambio de Interruptores S/E Crucero.




7.6.1 Presupuesto


Tabla 60: Presupuesto estimado cambio interruptores.



1.1 Ingeniería 161


1.3 Suministro, Obras Civiles 854







5 Contingencias 110




Se adjunta el cronograma general de ejecución, donde se indican las actividades que se deben ejecutar a partir de la fecha de iniciación del proceso de licitación.


1 2 3 4 1 2 3 4


2 Ingeniería

3 Suministros

4 Construcción


El Proyecto deberá ser construido y entrar en operación, a más tardar dentro de los 18 meses siguientes a la fecha de adjudicación de la licitación. Se considera que la licitación por las obras de reemplazo de los interruptores debe ser realizada por la empresa propietaria.




7.7 AMPLIACIÓN CAPACIDAD DE EMPALMES ENCUENTRO A SUBESTACIÓN KIMAL

Para este proyecto se analiza la factibilidad técnica que significa aumentar la capacidad térmica de la futura línea 2x220kV Encuentro-Kimal a 1.000 MVA. Este aumento de capacidad sólo considera el cambio de los conductores desde el punto de seccionamiento con la línea existente Crucero-Encuentro hasta los paños de la S/E Kimal. La localización de ambas subestaciones se encuentra en la II Región de Antofagasta, Comuna de Maria Elena.

Figura 69: Ampliación Aumento de Capacidad Línea Kimal - Encuentro

El proyecto considera las siguientes obras:

Reemplazo de conductores de línea:

Nivel de tensión 220 kV Número de circuitos 2 Reemplazo de conductores de la línea en ambos circuitos capacidad térmica de 1.000 MVA. Sistemas complementarios: ferretería, estructuras y obras civiles

Normalización Paño C1 S/E Encuentro:

Nivel de tensión 220 kV Reemplazo de interruptores para una capacidad nominal de 1.000 MVA y 40 kA de cortocircuito. Reemplazo desconectadores para una capacidad nominal de 1.000 MVA. Sistemas complementarios: Protecciones, control, medición, comunicaciones, ferretería, cables pasantes

y conectores para todos los equipos de paño, estructuras y obras civiles.

Normalización Paño C2 S/E Encuentro:

Nivel de tensión 220 kV Reemplazo de interruptores para una capacidad nominal de 1.000 MVA y 40 kA de cortocircuito. Reemplazo desconectadores para una capacidad nominal de 1.000 MVA. Sistemas complementarios: Protecciones, control, medición, comunicaciones, ferretería, cables pasantes

y conectores para los equipos de paño, estructuras, montaje y obras civiles.

S/E

KIM

AL




7.7.1 Presupuesto





1.1 Ingeniería 299










5 Contingencias 250




Se adjunta el cronograma general de ejecución, donde se indican las actividades que se deben ejecutar a partir de la fecha de iniciación del proceso de licitación. Se considera que todas las actividades, de ampliación dentro de la subestación se inician en paralelo.


1 2 3 4 1 2 3 4


2 Ingeniería

3 Suministros

4 Construcción


El Proyecto deberá ser construido y entrar en operación, a más tardar dentro de los 18 meses siguientes a la fecha de adjudicación de la licitación. Se considera que la licitación por las obras de ampliación de la subestación y la normalización de los paños debe ser realizada en conjunto por las empresas propietarias.




7.8 TENDIDO SEGUNDO CIRCUITO LÍNEA 2X220 KV TARAPACÁ – CÓNDORES

Para levantar la restricción de transmisión del anillo que se formara entre las subestaciones Cóndores, Nueva. Pozo Almonte, Lagunas y Tarapacá, cuando entre en operación la línea 2x220kV Cóndores-Nueva Pozo Almonte, se aumenta la capacidad de transmisión hacia la ciudad de Iquique tendiendo el segundo circuito de la línea Tarapacá-Cóndores y la construcción de los nuevos paños de línea en ambas subestaciones.

Esta propuesta considera el tendido del conductor para el segundo circuito en las mismas estructuras que soportan el circuito existente, esto es posible porque las estructuras fueron diseñadas y construidas para soportar dos circuitos. La capacidad térmica del nuevo circuito debe ser igual al conductor existente, es decir 197 MVA considerando los mismos criterios de diseño.


La línea de transmisión y las subestaciones se ubican, aproximadamente en promedio a 620 m.s.n.m, en la I Región de Tarapacá, en las comunas de Iquique y Alto Hospicio.

Figura 70: Área del proyecto.




7.8.2 Nuevo paño de línea en subestación Tarapacá

Para este proyecto la elección de la configuración de barras para la conexión del nuevo paño de línea corresponde a doble barra con barra de transferencia. En particular, se debe tener en cuenta que la subestación Tarapacá es del tipo AIS, por lo tanto, el nuevo paño se debe construir con la misma tecnología ocupando el espacio disponible dentro del perímetro de la subestación.

Figura 71: Unilineal simplificado S/E Tarapacá.

Para asegurar, que la capacidad térmica del nuevo circuito sea la misma del circuito existente, los equipos serie del nuevo paño deberán ser dimensionados con una capacidad mayor que el límite térmico de la línea. En la valorización de la ampliación, se consideraron los siguientes equipos convencionales de tipo AIS con sus obras civiles, estructuras y montaje.

Tabla 62: Equipos principales ampliación S/E Tarapacá.

Equipos Cantidad






Pararrayos 245 kV 3





7.8.3 Nuevo paño de línea en subestación Cóndores

Para este proyecto la elección de la configuración de barras para la conexión del nuevo paño de línea corresponde a doble barra con barra de transferencia. En particular, se debe tener en cuenta que la subestación Cóndores es del tipo AIS, por lo tanto, el nuevo paño se debe construir con la misma tecnología ocupando el espacio disponible dentro del perímetro de la subestación.

Figura 72: Unilineal simplificado S/E Cóndores.

Para asegurar que la capacidad térmica del nuevo circuito sea la misma del circuito existente, los equipos serie del nuevo paño deberán ser dimensionados con una capacidad mayor que el límite térmico de la línea. Un elemento a considerar para la conexión del nuevo paño, es que la subestación Cóndores va a poseer espacio suficiente para alojar un nuevo paño de línea después de terminadas sus normalizaciones. En la valorización de la ampliación, se consideraron los siguientes equipos convencionales de tipo AIS, con sus obras civiles, estructuras y montaje.

Tabla 63: Equipos principales S/E Calama.

Equipos Cantidad






Pararrayos 245 kV 3





7.8.4 Características generales la línea de transmisión existente

Las principales características de la línea de transmisión en 220 kV, que une la subestación Tarapacá con la subestación Cóndores son las siguientes:

Nivel de tensión : 220 kV Número de circuitos : 2 (Tendido de sólo de un circuito) Conductor : Un conductor por fase, AAAC Flint 740,8 MCM Aislamiento : Cadena de aisladores de vidrio, Suspensión 15 Unidades (CR 70kN), Anclaje 16 Unidades (CR 120 kN) Longitud : 71 km Capacidad de Transmisión : 197 MVA Subestación de salida : SE Tarapacá (40 m.s.n.m) Subestación de llegada : SE Cóndores (565 m.s.n.m) Tipo de estructuras : Metálicas de acero galvanizado en celosía.

Figura 73: Geometría de estructuras Línea 2x220 kV Tarapacá – Cóndores.




Suspensión 159 82%

Anclaje 33 17%

Transposición 0 0%





7.8.5 Presupuesto





1.1 Ingeniería 122









5 Contingencias 243




Se adjunta el cronograma general de ejecución, donde se indican las actividades que se deben ejecutar a partir de la fecha de iniciación del proceso de licitación. Todas las actividades, construcción de la línea de transmisión 220 kV y ampliación de las subestaciones se iniciarán en paralelo.


1 2 3 4 1 2 3 4


2 Ingeniería

3 Suministros

4 Construcción






7.9 AMPLIACIÓN PAÑO EL TESORO EN SUBESTACIÓN ENCUENTRO

Actualmente la subestación Encuentro tiene un esquema de doble barra con barra de transferencia. Con el objetivo de mejorar la flexibilidad del paño El Tesoro, se recomienda pasar la conexión de este paño al nuevo esquema de la barra de la subestación mediante la incorporación de nuevos desconectadores del tipo pantógrafo incorporando las siguientes ventajas:

En caso de realizar mantenimiento de una barra se permite transferir el paño a la otra barra.

Permite distribuir carga en las barras, en caso de ser necesario por operación del sistema.

Figura 74: Proyecto ampliación subestación Encuentro 220 kV

El proyecto considera las siguientes obras:

Ampliación del paño de Línea Encuentro – El Tesoro 220kV Sistemas complementarios: Protecciones, control, puesta a tierra, estructuras, montaje y obras civiles.




7.9.1 Presupuesto


Tabla 65: Presupuesto estimado Ampliación SE Encuentro.


1 TOTAL COSTO DIRECTO (US$) 580

1.1 Ingeniería 80


1.3 Suministro, Obras Civiles 400





3 SUB TOTAL CONTRATO (US$) 671


5 Contingencias 28


7 COSTO TOTAL PROYECTO (US$) 777


El cronograma general de ejecución considera que las actividades se deben ejecutar a partir de la fecha de adjudicación del proyecto. Todas las actividades, de ampliación dentro de la subestación se inician en paralelo.

ITEM ACTIVIDAD AÑO 1

1 2 3 4


2 Ingeniería

3 Suministros

4 Construcción


El Proyecto deberá ser construido y entrar en operación, a más tardar, dentro de los 12 meses siguientes a la fecha de adjudicación de la licitación. Se considera que la licitación por las obras de ampliación de la subestación y la normalización de los paños debe ser realizada por la empresa propietaria del paño de línea.




7.10 SECCIONADORA NUEVA CAPRICORNIO Y NUEVO TRANSFORMADOR

Para cumplir con el Articulo 3-24 de la NTSyCS y mejorar la confiabilidad, por falla o mantenimiento en interruptores, se propone el cambio de configuración de barras para el paño de línea y autotransformador del Tap Off Capricornio que actualmente poseen configuración de barra simple, pasando a una subestación con configuración doble barra con doble interruptor e incluyendo la instalación de un nuevo autotransformador. Esta alternativa de normalización incorpora nuevos equipos del tipo HCS (por las siglas de su nombre en inglés Hybrid Compact Switchgear), aprovechando los espacios reducidos que existen dentro del Tap Off. Esta configuración aumenta la seguridad tanto por fallas externas a las instalaciones en la línea Chacaya-Mantos blancos como tambien fallas internas en barras e interruptores, permitiendo también una gran libertad y flexibilidad para su operación.


El Tap Off Capricornio se ubica al noreste de la ciudad de Antofagasta, aproximadamente a 780 m.s.n.m, en la II Región de Antofagasta, comuna de Antofagasta y con coordenadas referenciales UTM WGS84 zona 19K: 375860 E, 7405384 N.

Figura 75: Área del proyecto Seccionadora Nueva Capricornio y Nuevo Transformador.





Para este proyecto, la elección de la configuración de barras es de doble barra con doble interruptor para 220 kV. Una de las razones para elegir esta configuración de barras, es la necesidad de mantener cada circuito en servicio aún durante el mantenimiento de un interruptor, tal como lo exige el Artículo 3-24 de la NTSyCS para instalaciones sobre los 200 kV. En el siguiente cuadro se resumen las facilidades de mantenimiento de la configuración seleccionada.



DOBLE BARRA CON DOBLE INTERRUPTOR

Nada. Pérdida del circuito.

Perdida de un circuito si el interruptor en mantenimiento está adyacente a la barra fallada.

El sistema de barras considerado, deberá ser construido para una capacidad igual a 400 MVA. Como se puede apreciar en la disposición de equipos, las nuevas instalaciones incluyen torres de remate para el seccionamiento de la línea Chacaya-Mantos Blancos, nuevas barras para normalizar el Tap Off existente aprovechando los espacios disponibles, y la conexión de un nuevo autotransformador a las barras de 220kV y 110kV con los mismos parámetros del autotransformador existente. Las nuevas instalaciones mencionadas se construyen para disminuir el riesgo de ante contigencias simples de la línea Chacaya - Mantos Blancos y aumentar la suficiencia y respaldo del autotransformador actual, generando para el largo plazo una red de transmisión robusta para la ciudad de Antofagasta.

Figura 76: Unilineal simplificado Seccionadora Nueva Capricornio y Nuevo Transformador.




Figura 77: Disposición de equipos Seccionadora Nueva Capricornio y Nuevo Transformador.

Para la valorización de la nueva subestación, se consideraron los siguientes equipos convencionales y del tipo HCS con sus obras civiles, estructuras y montaje.

Tabla 66: Equipos principales Seccionadora Nueva Capricornio y Nuevo Transformador.

Equipos Cantidad




Transformadores de potencial capacitivo 245 kV 9

Pararrayos 245 kV 9


Trampa de Onda 245 kV 4

Autotransformador 220/110/13.8 kV, 60-80 (MVA) 1



Interruptor de poder trifásico 145 kV 1






7.10.3 Presupuesto


Tabla 67: Presupuesto estimado Seccionadora Nueva Capricornio y Nuevo Transformador.



1.1 Ingeniería 245



1.4 Gestion Ambiental 390







5 Contingencias 137




Se adjunta el cronograma general de ejecución, donde se indica las actividades que se deben ejecutar a partir de la fecha de iniciación del proceso de licitación. Todas las actividades, de ampliación dentro de la subestación se inician en paralelo.


1 2 3 4 1 2 3 4


2 Ingeniería


4 Suministros

5 Construcción






8. ANEXOS

8.1 ANEXO 1. INGENIERÍA CONCEPTUAL PARA PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL SING

El Informe de Expansión Troncal 2016, elaborado por el CDEC SING, consigna una la lista de Proyectos para los que se han desarrollado las correspondientes Ingenierías Conceptuales para Obras Nuevas y Ampliaciones del Sistema de Trasmisión, en base a los criterios de diseño que se señalan a continuación.

CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO

Los criterios de diseño utilizados para cada proyecto cumplen con los lineamientos establecidos en los siguientes puntos:

a) Los proyectos se realizan de acuerdo a la edición más reciente de las normas y/o reglamentos emitidos por los siguientes organismos:

SEC : Superintendencia de Servicios de Electricidad y Combustibles, en particular, Reglamento Instalaciones de Corrientes Fuertes NSEG E.n.71 y Reglamento de Cruces y Paralelismo NSEG 6 E.n.71

NTSyCS : Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio NESC : National Electrical Standar Code IEC : International Electrotechnical Commission IEEE : Institute of Electrical and Electronics Engineers

b) Las condiciones ambientales que se aplicarán al diseño de las líneas de transmisión, son las siguientes:

Tabla 68: Condiciones ambientales.

Altura promedio: 1.000 m.s.n.m

Temperatura ambiente:

Máxima 35°C

Media 15°C

Mínima -5°C

Humedad relativa: 80%

Presión de viento máximo: 40 kg/m²

Densidad del aire: 0,910

Nivel Ceráunico: 0-5

Nivel contaminación según IEC 60815

Nivel III, 25 mm/Kv




c) Los criterios de diseño generales que se aplicarán a las Líneas de Transmisión se señalan en la Tabla 69:

Tabla 69: Criterios de diseño generales Líneas de Transmisión.

Voltaje Nominal: 220 kV

Frecuencia: 50 Hz

Distancia mínima fase - estructura 1,34 m

Distancias mínimas de los conductores al suelo:

Terreno poco transitable 7,32 m

Terreno transitable y caminos 7.82 m

Ferrocarriles 13 m

Limite térmico del conductor: 75°C

Gradiente de tensión superficial máximo: 18 kV/cm

d) Los criterios de diseño generales que se aplicarán a las Ampliaciones de las Subestaciones se señalan en la Tabla 70:

Tabla 70: Criterios de diseño generales Subestaciones.

Voltaje Nominal: 220 kV

Tensión de Impulso: 1.050 kV

Distancias mínimas de conductores fijos:

Fase – Tierra 2.1 m

Fase – Fase 2.9 m

Distancias mínimas de conductores móviles:

Fase – Tierra 3.5 m

Fase – Fase 4.0 m

Gradiente de tensión superficial máximo: 18 kV/cm




e) Para cada uno de los equipos de patio de alta tensión, se consideraron los datos técnicos de la Tabla 71.

Tabla 71: Características generales de los equipos de alta tensión.

Características Desconectadores Interruptores TT/CC TT/PP Pararrayos

Tensión Nominal 220 220 220 220 192

Tipo Apertura Central Tanque vivo Columna Capacitivo Óxido de Zinc

Accionamiento Motorizado Por resortes con

motor - - -

Corriente Nominal 2.000 A 2.000 A 4x200/5/5/5/5 A - -

Corriente de corta duración 40 kA - - - -

Nivel de aislamiento 1.050 kVp 1.050 kVp 1.050 kVp 1.050 kVp 1.050 kVp

Corriente de cortocircuito - 40 kA - - -

Medio de aislamiento Aire SF6 Aceite Aceite Aire

Clase - - - - 4

Relación de transformación - - - ((220/1,73)/0,115)

/(0,115/1,73) kV -

Núcleo de medición (2) - - Clase 0,2–15VA Clase 0,2–15VA -

Núcleo de Protección (3) - - Clase 10P20-15VA Clase 3P–15VA -

Corriente de descarga kA - - - - 10

Las columnas de aisladores de los equipos señalados en la Tabla 71, tienen una distancia de fuga mínima de 25 mm/kV que es el nivel III, según la norma IEC 60815.

f) Para el cálculo mecánico de los conductores se definen en la Tabla 72 las hipótesis de carga y porcentajes de tensión máxima de rotura, que no deberán sobrepasar los conductores.

Tabla 72: Hipótesis de carga y tensiones admisibles en servicio.

Hipótesis 1 Condición normal (E.D.S) % Tensión de rotura

Temperatura conductor °C 15

20% Temperatura ambiente °C 15

Presión de viento kg/m2 0

Hielo mm 0

Hipótesis 2 Flecha máxima % Tensión de rotura

Temperatura conductor °C 75

18% Temperatura ambiente °C 35


Hielo mm 0

Hipótesis 3 Viento máximo % Tensión de rotura

Temperatura conductor °C -5

50% Temperatura ambiente °C -5


Hielo mm 0




g) Para realizar la modelación de las líneas de transmisión se utiliza topografía referencial y el programa PLS-CADD Versión 13.2 de Power Line Systems. Esta topografía fue obtenida del modelo de elevación global basado en fotos de ASTER GDEM (Advanced Spaceborne Thermal Emission and Reflection Radiometer Global Digital Elevation Model), con una resolución 30 m en planimetría.

h) Se estima que la zona de influencia de los proyectos está compuesta principalmente de suelos Tipo 4, el cual es el más representativo en el desierto de las Regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta.

Tabla 73: Características del Suelo.

Tipo Suelo Característica

Tipo 1 Roca sana moderadamente agrietada.

Tipo 2 Roca sana agrietada - parcialmente descompuesta firme, gravas o arenas densas cementadas.

Tipo 3 Roca completamente descompuesta de consistencia firme, gravas limpias de compacidad media y alta, gravas gruesas arcillosas o limosas firmes.

Tipo 4 Gravas limpias sueltas, arenas, gravas finas y arenas arcillosas o limosas, limos o arcillas de consistencia media o firme.




8.2 ANEXO 2. RESULTADOS ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRAS EN SUBESTACIONES

Adjunto a este Informe se envía archivo “Capacidad de Barras” que contiene los resultados del análisis realizado para cada una de las subestaciones en estudio considerando distintos escenarios, contingencias y las combinaciones que se originan dependiendo de la configuración de barras presente en cada subestación.




8.3 ANEXO 3. DEMANDA INFORMADA POR CLIENTES DEL SING

Demanda de Energía Suma de Energía [GWh] Año

Nombre fantasía Barra de Consumo 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

ALTONORTE Alto Norte 110 kV 345 353 337 353 353 337 353 337 353 353 337 353 337 353 353

ATACAMA AGUA Mejillones 110 kV 143 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157

CAMINA Tap Off Dolores 23 kV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

CITY GATE Mejillones 23 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CLIENTES CHAPIQUIÑA Central Chapiquiña 23 kV 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

CLIENTES MENORES Arica 110 kV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

COSAYACH Tamarugal 23 kV 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33

COSAYACH Tap Off Dolores 23 kV 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11

COSAYACH Pozo Almonte 23 kV 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13

ECOMETALES KM6 100 kV-BP1 10 19 19 96 172 171 171 171 171 171 171 171 171 171 171

ELECDA Calama 23 kV - BP1 270 277 284 293 303 314 325 337 349 361 372 384 397 409 423

ELECDA Central Tocopilla 5 kV 28 29 30 31 32 33 34 36 37 38 39 41 42 43 45

ELECDA Centro 23 kV 298 306 315 324 335 347 360 373 387 400 412 426 439 453 468

ELECDA El Lince 23 kV 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1

ELECDA El Tesoro 23 kV 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3

ELECDA La Portada 23 kV 108 111 114 118 122 126 130 135 140 145 149 154 159 164 170

ELECDA Mantos Blancos 23 kV 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 5 5 5

ELECDA Tap Off La Negra 23 kV 81 84 86 89 92 95 98 102 106 109 113 116 120 124 128

ELECDA Uribe 23 kV 22 23 23 24 25 26 26 27 28 29 30 31 32 33 34

ELECDA Antofagasta 13,8 kV-BP1 82 84 86 89 92 95 99 102 106 110 113 117 121 124 128

ELECDA Mejillones 13,8 kV 22 23 23 24 25 26 27 28 29 30 31 31 32 34 35

ELECDA Sur 13,8 kV 83 86 88 91 94 97 101 104 108 112 115 119 123 127 131

ELIQSA Lagunas 23 kV 6 6 6 7 7 7 7 8 8 8 8 9 9 9 10

ELIQSA Tamarugal 23 kV 29 30 31 32 33 34 36 37 38 39 41 42 43 44 46

ELIQSA Tarapacá 220 kV-BP 13 14 14 15 15 16 16 17 18 18 19 19 20 20 21

ELIQSA Alto Hospicio 13,8 kV 103 108 111 115 119 123 128 132 136 141 145 150 154 159 164

ELIQSA Cerro Dragón 13,8 kV 127 132 137 142 147 152 157 162 168 173 179 184 190 196 202

ELIQSA Tap Off Dolores 13,8 kV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2




Suma de Energía [GWh] Año


ELIQSA Pacífico 13,8 kV 124 129 134 139 144 148 154 159 164 169 175 180 186 191 197

ELIQSA Palafitos 13,8 kV-BP1 102 106 110 114 118 122 126 130 135 139 144 148 153 157 162

ELIQSA Pozo Almonte 13,8 kV 44 46 48 50 51 53 55 57 59 61 63 64 66 68 71

EMELARI Quiani 13.8 kV-BP1 60 63 66 69 72 75 78 81 85 88 92 95 99 102 106

EMELARI Tap Off Cuya 110 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

EMELARI Chinchorro 13,8 kV 117 123 129 134 140 146 152 159 165 172 178 185 192 199 207

EMELARI Pukara 13,8 kV-BP1 158 166 174 181 189 197 205 214 223 232 241 250 259 269 279

ENAEX Mejillones 110 kV 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63

FAENA COCHRANE Cochrane 220 kV-BP1 19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

GNLM Chacaya 110 kV - BP1 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22

INACESA Inacesa 23 kV 66 66 66 66 66 66 84 84 84 84 84 84 84 84 84

MALL PLAZA Antofagasta 13,8 kV-BP1 24 24 25 25 25 26 26 27 27 27 28 28 29 29 29

MAMINA Pozo Almonte 220 kV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

MEGAPUERTO (*) Mejillones 23 kV 0 0 0 16 16 16 17 17 18 18 19 19 20 20 21

MEGAPUERTO Mejillones 23 kV 6 6 6 6 6 7 7 7 7 8 8 8 8 9 9

MINERA ACF Lagunas 23 kV 37 40 43 46 48 48 48 48 53 53 53 53 53 53 53

MINERA ALGORTA Chacaya 110 kV-BT 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31

MINERA ANTUCOYA Antucoya 220 kV 306 356 362 364 348 377 377 377 378 377 377 377 378 378 378

MINERA ATACAMA MINERALS Aguas Blancas 13.8 kV 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17

MINERA CERRO COLORADO Pozo Almonte 110 kV-BP1 270 238 272 232 256 225 256 231 0 0 0 0 0 0 0

MINERA CERRO DOMINADOR Calama 23 kV - BP2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA CERRO DOMINADOR Spence 23 kV 30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA CHUQUICAMATA (*) Tchitack 220 kV 0 0 0 246 276 395 477 611 620 670 670 678 724 700 692

MINERA CHUQUICAMATA A 100 kV-B1 601 562 545 519 511 505 505 576 554 533 533 536 537 536 540

MINERA CHUQUICAMATA Chuquicamata 220 kV-BP1 577 539 523 498 490 484 484 553 531 512 512 514 515 514 518

MINERA CHUQUICAMATA Salar 100 kV - BP1 200 187 182 173 170 168 168 192 185 178 178 179 179 179 180


MINERA COLLAHUASI Collahuasi 220 kV-BP1 1.307 1.318 1.333 1.348 1.366 1.378 1.392 1.407 1.426 1.437 1.452 1.467 1.486 1.482 1.482

MINERA COLLAHUASI Central Tarapacá 13.8 kV 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29

MINERA EL ABRA El Abra 220 kV 643 722 804 800 835 825 832 830 539 414 408 400 383 382 382

MINERA EL TESORO (*) El Tesoro 220 kV 57 42 42 42 42 42 42 42 42 0 0 0 0 0 0






MINERA EL TESORO El Tesoro 220 kV 290 297 294 293 286 277 273 246 230 0 0 0 0 0 0

MINERA ESCONDIDA (*) O'Higgins 220 kV 266 702 860 953 1.172 1.289 1.263 1.235 1.249 1.273 1.254 1.220 1.172 1.138 567

MINERA ESCONDIDA Coloso 220 kV 29 30 32 31 31 33 34 33 33 31 29 27 24 22 11

MINERA ESCONDIDA Escondida 220 kV-BP1 0 551 724 724 707 711 740 762 767 761 748 740 721 717 361



MINERA ESCONDIDA Laguna Seca 220 kV 823 797 780 756 718 739 770 779 783 785 788 787 785 777 380

MINERA ESCONDIDA O'Higgins 220 kV 161 101 41 38 35 35 36 36 35 33 31 30 30 28 13

MINERA ESCONDIDA Planta Óxidos 220 kV 590 575 570 600 604 572 582 564 542 518 505 520 519 497 241


MINERA ESCONDIDA Sulfuros 220 kV 710 700 639 582 607 529 431 436 449 479 475 451 399 337 158

MINERA ESCONDIDA OGP1 220 kV 182 182 182 182 182 182 182 182 182 182 182 182 182 182 90




MINERA ESPERANZA (*) Esperanza 220 kV 16 71 121 121 122 121 121 129 129 22 22 22 45 45 45

MINERA ESPERANZA Esperanza 220 kV 875 888 888 888 891 888 888 888 891 888 888 888 882 880 880

MINERA ESPERANZA Chacaya 110 kV - BP2 237 236 236 236 237 236 236 236 237 228 228 228 228 228 228

MINERA GABY Gaby 220 kV 443 442 442 442 443 442 442 442 351 350 35 0 0 0 0

MINERA GRACE Mantos de la Luna 23 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA HALDEMAN Pozo Almonte 66 kV 2 2 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 44 43 43

MINERA LOMAS BAYAS Lomas Bayas 220 kV 352 352 391 391 391 391 391 391 391 391 391 391 391 391 391

MINERA MANTOS BLANCOS Mantos Blancos 220 kV 203 201 193 189 184 178 173 168 162 158 203 201 193 189 203

MINERA MERIDIAN (*) Tap Off Palestina 220 kV 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA MERIDIAN Tap Off Palestina 220 kV 135 147 118 121 119 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118

MINERA MICHILLA Mejillones 110 kV 5 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA MINISTRO HALES Encuentro 220 kV-BP1 553 581 558 588 590 588 588 655 657 670 670 678 679 678 864

MINERA QUEBRADA BLANCA (*) Lagunas 220 kV-BP 0 0 0 0 444 1.377 1.499 1.499 1.499 1.499 1.499 1.499 1.499 1.499 1.499

MINERA QUEBRADA BLANCA (*) Lagunas 220 kV-BP 0 0 0 0 18 94 116 116 116 116 116 116 116 116 116

MINERA QUEBRADA BLANCA (*) Tarapacá 220 kV-BP 0 0 0 0 27 212 293 293 293 293 293 293 293 293 293

MINERA QUEBRADA BLANCA Collahuasi 220 kV-BP1 180 144 125 130 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0






MINERA RADOMIRO TOMIC (*) Concentradora RT 220 kV 0 0 0 0 0 752 752 752 754 1.349 1.349 1.349 1.197 1.194 1.194

MINERA RADOMIRO TOMIC Radomiro Tomic 220 kV 702 678 670 633 575 484 395 343 433 238 194 171 187 223 223

MINERA SIERRA GORDA Angamos 220 kV BP1 197 197 197 197 197 197 197 197 197 197 197 197 197 197 197

MINERA SIERRA GORDA Encuentro 220 kV-BP1 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907

MINERA SPENCE Spence 220 kV 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707

MINERA ZALDIVAR Zaldívar 220 kV 516 543 509 513 539 501 511 532 541 550 541 504 473 437 206

MOLYB Central Atacama 220 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MOLY-COP (*) Chacaya 220 kV-BP1 0 0 0 36 50 60 84 84 84 84 84 84 84 84 84

MOLY-COP Chacaya 220 kV-BP1 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78

MOLYNOR Chacaya 33 KV 26 30 43 43 43 56 57 57 57 58 57 57 57 57 57

NORACID Mejillones 13,8 kV (Noracid) 2 0 6 0 6 0 6 0 6 0 6 0 6 0 6

OTROS CLIENTES Tarapacá 220 kV-BP 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23

PAMPA CAMARONES Tap Off Vitor 110 kV 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15

POLPAICO Mejillones 23 kV 9 10 10 10 10 10 11 11 11 11 11 12 12 12 12

PUERTO MEJILLONES Mejillones 23 kV 5 5 6 7 7 8 9 10 10 12 13 14 15 17 19

QUIBORAX Tap Off El Águila 13.8 kV 22 24 26 29 32 35 38 42 47 51 56 62 68 75 82

SABO Antofagasta 13,8 kV-BP1 36 70 106 106 106 106 106 106 106 106 106 106 106 106 106

SQM Central Tocopilla 5 kV 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

SQM El Loa 220 kV 199 199 199 199 199 199 199 199 199 199 199 199 199 199 199

SQM Minsal 110 kV 252 252 252 252 272 272 272 272 272 272 294 294 294 294 294

SQM Tap Off El Negro 110 kV 29 29 29 30 30 30 30 31 31 31 31 31 31 31 31

SQM Tap Off La Cruz 66 kV 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31

SQM Tap Off Nueva Victoria 220 kV 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70

Total general [MWh] 18.63

9 19.70

4 20.12

9 20.50

4 21.21

8 23.20

8 23.61

6 24.05

0 23.62

2 23.63

7 23.38

1 23.36

7 23.23

0 23.15

5 20.61

5

(*) Corresponden a Nuevos Proyectos




Demanda de Potencia en Punta Máx de Demanda Máxima MW Año


ALTONORTE Alto Norte 110 kV 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44

ATACAMA AGUA Mejillones 110 kV 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18

CAMINA Tap Off Dolores 23 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CITY GATE Mejillones 23 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CLIENTES CHAPIQUIÑA Central Chapiquiña 23 kV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

CLIENTES MENORES Arica 110 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

COSAYACH Tamarugal 23 kV 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

COSAYACH Tap Off Dolores 23 kV 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

COSAYACH Pozo Almonte 23 kV 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

ECOMETALES KM6 100 kV-BP1 1 2 2 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ELECDA Calama 23 kV - BP1 54 55 57 59 61 63 65 68 70 72 75 77 80 82 85

ELECDA Central Tocopilla 5 kV 6 6 6 6 7 7 7 7 8 8 8 8 9 9 9

ELECDA Centro 23 kV 55 56 58 60 62 64 66 69 71 74 76 78 81 84 86

ELECDA El Lince 23 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ELECDA El Tesoro 23 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1

ELECDA La Portada 23 kV 22 23 23 24 25 26 27 27 28 29 30 31 32 33 34

ELECDA Mantos Blancos 23 kV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

ELECDA Tap Off La Negra 23 kV 12 13 13 13 14 14 15 15 16 16 17 18 18 19 19

ELECDA Uribe 23 kV 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 7 7 7 7

ELECDA Antofagasta 13,8 kV-BP1 14 14 14 15 15 16 17 17 18 18 19 20 20 21 22

ELECDA Mejillones 13,8 kV 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 8 8 8 8 9

ELECDA Sur 13,8 kV 15 16 16 16 17 18 18 19 20 20 21 22 22 23 24

ELIQSA Lagunas 23 kV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

ELIQSA Tamarugal 23 kV 8 8 8 9 9 9 10 10 10 11 11 11 12 12 12

ELIQSA Tarapacá 220 kV-BP 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 5 5 5

ELIQSA Alto Hospicio 13,8 kV 20 20 21 22 23 23 24 25 26 27 28 28 29 30 31

ELIQSA Cerro Dragón 13,8 kV 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 41

ELIQSA Tap Off Dolores 13,8 kV 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2

ELIQSA Pacífico 13,8 kV 28 29 30 31 32 34 35 36 37 38 40 41 42 43 45

ELIQSA Palafitos 13,8 kV-BP1 30 32 33 34 35 36 37 39 40 41 43 44 45 47 48




Máx de Demanda Máxima MW Año


ELIQSA Pozo Almonte 13,8 k 11 11 12 12 13 13 14 14 15 15 16 16 16 17 18

EMELARI Quiani 13.8 kV-BP1 11 12 12 13 14 14 15 15 16 17 17 18 19 19 20

EMELARI Tap Off Cuya 110 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

EMELARI Chinchorro 13,8 kV 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 34 35 36

EMELARI Pukara 13,8 kV-BP1 27 28 30 31 32 34 35 37 38 40 41 43 44 46 48

ENAEX Mejillones 110 kV 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

FAENA COCHRANE Cochrane 220 kV-BP1 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

GNLM Chacaya 110 kV - BP1 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

INACESA Inacesa 23 kV 10 10 10 10 10 10 12 12 12 12 12 12 12 12 12

MALL PLAZA Antofagasta 13,8 kV-BP1 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

MAMINA Pozo Almonte 220 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MEGAPUERTO (*) Mejillones 23 kV 0 0 0 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

MEGAPUERTO Mejillones 23 kV 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

MINERA ACF Lagunas 23 kV 5 5 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 7 7

MINERA ALGORTA Chacaya 110 kV-BT 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

MINERA ANTUCOYA Antucoya 220 kV 46 46 47 46 45 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

MINERA ATACAMA MINERALS Aguas Blancas 13.8 kV 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

MINERA CERRO COLORADO Pozo Almonte 110 kV-BP1 40 34 39 34 37 32 37 35 0 0 0 0 0 0 0

MINERA CERRO DOMINADOR Calama 23 kV - BP2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA CERRO DOMINADOR Spence 23 kV 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA CHUQUICAMATA (*) Tchitack 220 kV 0 0 0 33 37 53 64 82 83 90 90 91 97 94 93

MINERA CHUQUICAMATA A 100 kV-B1 78 73 71 67 66 65 65 75 72 69 69 69 69 69 70

MINERA CHUQUICAMATA Chuquicamata 220 kV-BP1 75 70 68 65 63 63 63 72 69 66 66 67 67 67 67



MINERA COLLAHUASI Collahuasi 220 kV-BP1 175 177 179 181 183 185 187 189 191 193 195 197 199 199 199

MINERA COLLAHUASI Central Tarapacá 13.8 kV 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

MINERA EL ABRA El Abra 220 kV 73 83 92 92 95 94 95 95 62 47 47 46 44 44 44

MINERA EL TESORO (*) El Tesoro 220 kV 8 6 6 6 6 6 6 6 6 0 0 0 0 0 0

MINERA EL TESORO El Tesoro 220 kV 39 40 40 40 39 37 37 33 31 0 0 0 0 0 0

MINERA ESCONDIDA (*) O'Higgins 220 kV 154 154 120 145 165 165 165 165 165 165 165 165 165 157 157






MINERA ESCONDIDA Coloso 220 kV 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 4 4 4 3 3





MINERA ESCONDIDA O'Higgins 220 kV 22 22 6 5 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 3



MINERA ESCONDIDA Sulfuros 220 kV 89 89 86 75 82 82 58 58 61 64 64 60 58 47 43





MINERA ESPERANZA (*) Esperanza 220 kV 3 17 17 17 17 17 17 18 18 3 3 3 6 6 6

MINERA ESPERANZA Esperanza 220 kV 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 124 124 124

MINERA ESPERANZA Chacaya 110 kV - BP2 33 33 33 33 33 33 33 33 33 32 32 32 32 32 32

MINERA GABY Gaby 220 kV 63 63 63 63 63 63 63 63 50 50 5 0 0 0 0

MINERA GRACE Mantos de la Luna 23 kV 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

MINERA HALDEMAN Pozo Almonte 66 kV 0 0 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

MINERA LOMAS BAYAS Lomas Bayas 220 kV 45 45 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

MINERA MANTOS BLANCOS Mantos Blancos 220 kV 29 28 27 27 26 25 25 24 23 23 29 28 27 27 29

MINERA MERIDIAN (*) Tap Off Palestina 220 kV 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA MERIDIAN Tap Off Palestina 220 kV 17 19 15 16 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15

MINERA MICHILLA Mejillones 110 kV 2 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA MINISTRO HALES Ministro Hales 220 kV 74 78 75 79 79 79 79 88 88 90 90 91 91 91 116



MINERA QUEBRADA BLANCA (*) Tarapacá 220 kV-BP 0 0 0 0 5 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43

MINERA QUEBRADA BLANCA Collahuasi 220 kV-BP1 24 19 19 22 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA RADOMIRO TOMIC (*) Concentradora RT 220 kV 0 0 0 0 0 110 110 110 110 197 197 197 175 175 175

MINERA RADOMIRO TOMIC Radomiro Tomic 220 kV-BP1 94 91 90 85 77 65 53 46 58 32 26 23 25 30 30






MINERA SIERRA GORDA Angamos 220 kV BP1 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

MINERA SIERRA GORDA Encuentro 220 kV-BP1 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115

MINERA SPENCE Spence 220 kV 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90

MINERA ZALDIVAR Zaldívar 220 kV 69 72 68 69 74 68 69 72 77 83 79 76 71 56 26

MOLYB Central Atacama 220 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MOLY-COP (*) Chacaya 220 kV-BP1 0 0 0 6 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14

MOLY-COP Chacaya 220 kV-BP1 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18

MOLYNOR Chacaya 33 KV 4 4 6 6 6 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

NORACID Mejillones 13,8 kV (Noracid) 4 0 6 0 6 0 6 0 6 0 6 0 6 0 6

OTROS CLIENTES Tarapacá 220 kV-BP 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

PAMPA CAMARONES Tap Off Vitor 110 kV 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

POLPAICO Mejillones 23 kV 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

PUERTO MEJILLONES Mejillones 23 kV 1 1 2 2 2 2 2 3 3 3 3 4 4 5 5

QUIBORAX Tap Off El Águila 13.8 kV 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 8 9 10 11 12

SABO Antofagasta 13,8 kV-BP1 8 16 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

SQM Central Tocopilla 5 kV - Trafo 105 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

SQM El Loa 220 kV 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

SQM Minsal 110 kV 34 34 34 34 37 37 37 37 37 37 39 39 39 39 39

SQM Tap Off El Negro 110 kV 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

SQM Tap Off La Cruz 66 kV 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

SQM Tap Off Nueva Victoria 220 kV 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

Total general [MW] 2.776 2.893 2.866 2.939 3.050 3.352 3.374 3.435 3.385 3.406 3.378 3.379 3.382 3.360 3.374

(*) Corresponden a Nuevos Proyectos




8.4 ANEXO 4. FLUJOS DE POTENCIA – CURVAS DE DURACIÓN SING

Adjunto a este Informe se envía archivo “Flujos por Líneas.ZIP” que contiene las curvas de duración de los flujos de potencia, así como los flujos de potencia graficados temporalmente.

8.5 ANEXO 5. PLAN DETALLADO DE OBRAS DE GENERACIÓN SING

Adjunto a este Informe se envía archivo “Plan Detallado de Obras de Generación SING.xlsx” que contiene el plan de obras considerado en cada escenario de evaluación.

8.6 ANEXO 6. ENERGÍA GENERADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE SING

Adjunto a este Informe se envía archivo “Generación por Unidades 2016-2035 IET Octubre 2016” que contiene el detalle de la energía generada por tipo de combustible utilizada en todos los escenarios.

8.7 ANEXO 7. OTROS ANTECEDENTES SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL

8.7.1 PLAN DETALLADO DE OBRAS DE GENERACIÓN SIC

Adjunto a este Informe se envía archivo “Plan Detallado de Obras de Generación SIC.xlsx” que contiene el plan de obras considerado en cada escenario de evaluación.

8.7.2 TOPOLOGÍA BASE Y SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SIC

Adjunto a este Informe se envía archivo “Sistema de Transmisión SIC.xlsx” que contiene el sistema de transmisión considerado en cada escenario de evaluación.

8.7.3 ESTADÍSTICA HIDROLÓGICA

Para efectos de simular la oferta de generación de las unidades hidroeléctricas del SIC se utiliza la estadística hidrológica considerada en el ITD de abril 2016, es decir, para las centrales hidroeléctricas de embalse se utilizó una muestra estadística de 58 años de los afluentes en régimen natural en las diferentes cuencas del país, desde abril de 1960 hasta marzo de 2016.

A efectos de generar una muestra que contenga situaciones más extremas y en base a la energía afluente al sistema para cada año hidrológico, se agregaron tres hidrologías a la estadística real bajo los siguientes criterios:

i. Dos hidrologías secas, que utiliza información de los afluentes de la situación más seca como sistema (año 1998-1999), ponderando dichas hidrologías y multiplicándolas por un factor menor a 1.

ii. Una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima.




De esta forma, el total de años hidrológicos utilizados para el presente análisis es de 58.

Para las centrales de pasada se aplica un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estén dentro de los máximos y mínimos de cada central.

Si bien, se utiliza la estadística hidrológica de 58 series como dato de entrada para las simulaciones, con el fin de simplificar el problema de optimización de la operación en los escenarios de Interconexión SING-SIC y disminuir los tiempos de convergencia del algoritmo de optimización, se configura el software planificación8 para que realice las simulaciones con las 12 muestras más representativas de la estadística completa.

8 El software de planificación Plexos tiene algoritmos de estadística internos que permiten optimizar la selección de las

muestras más representativas de un conjunto de datos aleatorios.

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