estudio eist 2015 v1 - septiembre 2015

CDEC-SING C0079/2015

Emitido como Informe

Versión: 1

Autor Departamento de Integridad del Sistema

Fecha Creación 14-09-2015

Última Impresión

Correlativo CDEC-SING C0079/2015

Versión Versión 1

INFORME TÉCNICO

“ESTUDIO DE INTEGRIDAD DE

INSTALACIONES DEL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN 2015”

EVALUACIÓN AÑOS 2018 Y 2021


Clasificación: Emitido como Informe

1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 2 de 124

CONTROL DEL DOCUMENTO

APROBADO POR

Versión Aprobado por Cargo

1 Juan Carlos Araneda T. Director de Planificación y Desarrollo

REVISADO POR

Versión Revisado por Cargo

1 Erick Zbinden A. Jefe Departamento de Integridad del Sistema

REALIZADO POR

Versión Realizado por Cargo

1

Constanza Argomedo S. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema

Carla Hernández O’. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema

Patricio Lagos R. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema

Alex Santander G. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema

REGISTRO DE CAMBIOS

Fecha Autor Versión Descripción del Cambio

14-09-2015 Departamento de Integridad del Sistema 1 Confección de versión final que incorpora observaciones de empresas coordinadas

31-07-2015 Departamento de Integridad del Sistema A Confección del documento preliminar




CONTENIDO.

1. RESUMEN EJECUTIVO 6

1.1. ZONAS DEL SING 6

1.2. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS 6

1.3. ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO 13

1.4. ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A CONTINGENCIA DE SEVERIDAD 9 15

2. CONTEXTO DEL ESTUDIO 17

3. INTRODUCCIÓN 20

4. OBJETIVOS 21

5. ALCANCE 23

6. ANTECEDENTES 25

7. MARCO NORMATIVO 27

8. METODOLOGÍA DE TRABAJO 28

8.1. BASE DE DATOS (BD) 28

8.1.1. EXPANSIÓN BD SING ............................................................................................................................ 28

8.1.2. INTEGRACIÓN BD SING, SIC, SADI Y LÍNEA INTERCONEXIÓN SIC-SING ................................................ 30

8.1.3. MODELACIÓN DE OBRAS EN BD INTEGRADA ...................................................................................... 32

8.2. DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES TOPOLÓGICAS DE OPERACIÓN 34

8.3. PLAN DE EXPANSIÓN DEL SING 35

8.3.1. DEMANDA ........................................................................................................................................... 35

8.3.2. GENERACIÓN ....................................................................................................................................... 37

8.3.3. TRANSMISIÓN ...................................................................................................................................... 38

8.4. DEFINICIÓN DE LOS CASOS DE GENERACIÓN 43

8.5. DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN 45

8.6. DEFINICIÓN DE LOS TIPOS DE ANÁLISIS REALIZADOS 47




8.7. DEFINICIÓN DE LAS INSTALACIONES DE INTERÉS PARA LOS ANÁLISIS 49

9. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO 50

9.1. GENERALIDADES 50

9.2. ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INTERRUPTORES DE PODER 51

9.2.1. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.1 ................................................................................................................ 53

9.2.2. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.2 ................................................................................................................ 55

9.2.3. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.3 ................................................................................................................ 56

9.2.4. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.4 ................................................................................................................ 58

9.2.5. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.1 ................................................................................................................ 60

9.2.6. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.2 ................................................................................................................ 61

9.2.7. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.3 ................................................................................................................ 63

9.2.8. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.4 ................................................................................................................ 65

9.3. ANÁLISIS DE SATURACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 67

9.3.1. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.2 ................................................................................................................ 71

9.3.2. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.3 ................................................................................................................ 73

9.3.3. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.4 ................................................................................................................ 76

9.3.4. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.2 ................................................................................................................ 79

9.3.5. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.3 ................................................................................................................ 82

9.3.6. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.4 ................................................................................................................ 84

9.4. RESUMEN DE CC EN BARRAS DEL SING 88

10. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO 92

10.1. RESULTADOS AÑO 2018 (TOPOLOGÍA 1) 92

10.2. RESULTADOS AÑO 2021 (TOPOLOGÍA 2) 100

11. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A CONTINGENCIA

DE SEVERIDAD TIPO 9 105

11.1. AÑO 2018 106

11.1.1. SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6) .......................................................... 107

11.1.2. SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6) .................................................................... 108

11.1.3. SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 1.2)............................................................................................. 110

11.1.4. SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 1.2) ....................................................................................... 112

11.2. AÑO 2021 114




11.2.1. SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6) .......................................................... 114

11.2.2. SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6) .................................................................... 115

11.2.3. SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 2.2)............................................................................................. 117

11.2.4. SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 2.2). ...................................................................................... 120

12. CONCLUSIONES 123




1. RESUMEN EJECUTIVO

1.1. ZONAS DEL SING

Se definen tres distintas zonas geográficas en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING),

las que serán utilizadas recurrentemente en el contenido del presente estudio.

Zona norte: Comprende las líneas y subestaciones que se encuentran geográficamente

ubicadas hacia el norte de las subestaciones Crucero y Encuentro.

Zona centro: Comprende las líneas y subestaciones del sector Tocopilla y Chuquicamata,

así como por aquellas instalaciones que conforman el enlace o anillo a través de las

siguientes subestaciones: Crucero, Encuentro, Laberinto, El Tesoro, Esperanza, El Cobre.

Zona sur-cordillera: Comprendida por las instalaciones que permiten el abastecimiento de

las subestaciones Zaldívar, Escondida, Domeyko, O’Higgins y Mejillones, así como de la

ciudad de Antofagasta.

1.2. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS

Equipos primarios sin información técnica

Se cuenta con 22 paños sin información de capacidad de ruptura de sus interruptores y 37 paños

sin información relativa a los Transformadores de Corriente (TT/CC), por lo que no se puede

determinar su condición actual. Estos antecedentes han sido asignados como “S/I”, y se pueden

observar en el Anexo A del presente documento.

Capacidad de ruptura de interruptores de poder

Al año 2018 se estima que los niveles de cortocircuitos en S/E Crucero alcancen cerca de

25 kA, motivo por el cual, se recomienda el cambio de todos los interruptores cuya

capacidad de ruptura sea inferior a dicho valor.

A la fecha, los interruptores presentes en la S/E con capacidad de ruptura de 16 kA ya ven

sobrepasada su capacidad de ruptura, por lo que se recomienda su reemplazo inmediato,

pues están incumpliendo el Artículo 3-3 c) de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de




Servicio (NTSyCS). Los interruptores con problema de capacidad de ruptura desde la

actualidad al año 2018, están asociados a los siguientes paños:

o Reemplazo inmediato:

Crucero J6, Línea 1x220 kV Chacaya-Crucero, capacidad de ruptura: 16 kA.

Crucero JT1, Transformador 220/23 kV N°1, capacidad de ruptura: 16 kA.

Crucero JR, Paño Acoplador, capacidad de ruptura: 16 kA.

Mejillones JT, Autotransformador 220/110/13,8 kV, capacidad de ruptura:

16 kA.

o Reemplazo antes del año 2018:

Crucero JRE, Reactor, capacidad de ruptura actual: 25 kA.

Adicionalmente, debe considerarse como caso particular todos aquellos paños que serán

transferidos a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro, con el correspondiente

aumento del estándar de su equipamiento primario, y que presenten problemas con su

capacidad de ruptura antes de que se realice tal obra, éstos son:

o Casos particulares de interés actual:

Crucero J5, Línea 220 kV Crucero-Lagunas, capacidad de ruptura: 16 kA.

Crucero J6A, Línea 220 kV Crucero-Tocopilla 6A, capacidad de ruptura:

16 kA.

Crucero J6B, Línea 220 kV Crucero-Salar 6B, capacidad de ruptura: 16 kA.

o Casos particulares de interés previo al año 2018:

Crucero J10, Línea 220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2, capacidad de

ruptura: 25 kA.

Crucero J11, Línea 220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1, capacidad de

ruptura: 25 kA.




Al año 2021 se estima que los niveles de cortocircuitos en S/E Crucero alcancen cerca de

31,5 kA. De esta forma, los interruptores que deben reemplazarse antes de esa fecha,

adicionales a los que deben ser reemplazados antes del año 2018, son:

o Reemplazo antes del año 2021:

Crucero J8, Línea 220 kV Crucero-El Abra, capacidad de ruptura: 31,5 kA.

Crucero J9, Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic, capacidad de ruptura:

31,5 kA.

Crucero J12, Línea 220 kV Norgener-Crucero C1, capacidad de ruptura:

31,5 kA.

Crucero J13, Línea 220 kV Norgener-Crucero C2, capacidad de ruptura:

31,5 kA.

Crucero JS, Paño Seccionador 220 kV, capacidad de ruptura: 31,5 kA.

A modo de resumen, en la Tabla 1.1 se presentan los paños que contienen interruptores de poder

que ven o verán sobrepasada su capacidad de ruptura. Para ello, se ha incorporado con color rojo,

aquellos niveles de cortocircuito que sobrepasan la capacidad de ruptura del interruptor

correspondiente, de manera de poder visualizar de forma rápida, en qué año se hace necesario el

reemplazo.

Los valores de cortocircuito de los años 2015 y 2017 son obtenidos desde el Estudio de Integridad

de Instalaciones del Sistema de Transmisión (EIST) del año 2014, en adelante “EIST 2014”1, y los

valores de cortocircuito de los años 2018 y 2021 se obtienen como parte de los resultados del

presente estudio.

A modo de resumen, se advierten 7 interruptores de poder que a la fecha ya se encuentran

operando con su capacidad de ruptura sobrepasada, paños: Crucero J5, J6, J6A, J6B, JT1 y JR, y

Mejillones JT. De ellos, 3 serán redirigidos a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro, con el

correspondiente cambio de estándar.

1 Publicado en el sitio web del CDEC-SING, ruta Inicio > Informes y Estudios > Estudios CDEC




Tabla 1.1: Interruptores de S/E Crucero que deberán ser reemplazados.

Saturación de transformadores de corriente

Son 60 los TT/CC que estarían presentando niveles de saturación frente a máximos niveles de

cortocircuito esperados (escenarios 1.2 y 2.2) al año 2018. A ellos, se les suman 4 TT/CC con la

misma condición para el año 2021.

Es relevante mencionar que una operación saturada de los TT/CC destinados a medir corrientes de

cortocircuito con fines de protección, puede ocasionar descoordinaciones y operaciones erróneas

de los sistemas de protección, por no poder medir correcta y efectiva la corriente de falla que

circula por el equipo de medición.

En la Tabla 1.2 se presentan las distintas subestaciones que evidencian TT/CC con niveles de

saturación, identificando además el número de éstos (agrupados trifásicamente). Destaca una

gran cantidad de TT/CC saturados en las SS/EE Crucero y Encuentro.

2015 2017 2018 2021

Crucero J5 Crucero-Lagunas C1 Troncal 16,0 18,8 23,7 - -

Crucero J6 Chacaya-Crucero Adicional 16,0 17,8 22,7 22,7 30,0

Crucero J6A Tocopilla-Crucero C6A Adicional 16,0 17,2 22,2 - -

Crucero J6B Crucero-Salar C6B Adicional 16,0 18,5 23,0 - -

Crucero J7A Tocopilla-Crucero C7A Adicional 31,5 17,2 22,2 - -

Crucero J7B Crucero-Chuquicamata C7B Adicional 31,5 18,4 23,0 - -

Crucero J8 Crucero-El Abra Adicional 31,5 19,3 24,1 24,3 31,6

Crucero J9 Crucero-Radomiro Tomic Adicional 31,5 19,3 24,1 24,3 31,6

Crucero J10 Crucero-Laberinto C2 Adicional 25,0 17,9 22,8 - -

Crucero J11 Crucero-Laberinto C1 Adicional 25,0 17,9 22,8 - -

Crucero J12 Norgener-Crucero C1 Adicional 31,5 18,4 23,0 23,4 30,6

Crucero J13 Norgener-Crucero C2 Adicional 31,5 18,4 23,1 23,4 30,6

Crucero JT1 Transformador 220/23 kV Adicional 16,0 19,3 24,1 24,3 31,6

Crucero JRE Reactor Troncal 25,0 19,3 24,1 24,3 31,6

Crucero JR Acoplador Troncal 16,0 19,3 24,1 24,3 31,6

Crucero JS Seccionador Troncal 31,5 19,3 24,1 24,3 31,6

Mejillones JT Autotransformador 220/110/13.8 kV Adicional 16,0 18,7 20,8 21,0 21,1

(2) Los resultados de CC están desarrollados para parque generador completo y criterio favorable.

(1) Los paños J5, J6A, J6B, J7A, J7B, J10 y J11 será redirigidos y traslados a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro.

Capacidad

ruptura [kA]InstalaciónPañoS/E Clasificación

Máxima corriente de CC por paño [kA]




Tabla 1.2: Número de TT/CC saturados (en grupos trifásicos) por subestación.

Para dar solución a esta condición, existen diversas medidas que pueden ser aplicadas para mitigar

la situación, entre ellas:

1. Medición de Burden efectivo en sitio (terreno).

2. Verificar posibilidad de cambiar el tap primario del T/C.

3. Mejorar el calibre del conductor que conecta la salida del secundario del T/C con el relé de

protección.

4. Cambiar el T/C.

Criterio favorable Criterio normal Criterio favorable Criterio normal

Pozo Almonte 1 1 1 1

Lagunas 4 4 4 4

Tarapacá 1 1 1 1

Nueva Victoria 1 1 1 1

Crucero 7 7 7 7

SQM El Loa 1 1 1 1

El Loa 1 1 1 1

Collahuasi 0 0 1 1

Encuentro 10 10 13 13

El Tesoro 2 3 2 3

Fortuna 2 2 2 2

Lomas Bayas 1 1 1 1

Escondida 3 4 3 4

Sulfuros 1 1 1 1

Angamos 1 1 1 1

Chacaya 2 9 3 9

Mejillones 1 1 1 1

Coloso 2 3 2 3

O'Higgins 1 1 1 1

Mantos Blancos 1 1 1 1

Domeyko 2 2 2 2

Molycop 1 1 1 1

Bombeo N°2 MEL 1 1 1 1



Palestina 1 1 1 1

TOTAL 50 60 55 64

Número de TT/CC saturados

Año 2018 - Esc 1.3 Año 2021 - Esc 2.3Subestación




Niveles de cortocircuito para determinar especificaciones técnicas de equipos

Se recomienda a aquellos interesados en conectarse al sistema de transmisión del SING en 220 kV,

revisar la Tabla 9.19 del presente documento, en particular la primera columna denominada “Esc

2.1”, la cual contiene los valores de los máximos cortocircuitos esperados al año 2021, de acuerdo

a los criterios establecidos en el Anexo N°1 de la NTSyCS.

A modo de ejemplo, en la Tabla 1.3 se presentan algunas barras de interés con su máximo nivel de

cortocircuito esperado al año 2021, y la capacidad de ruptura mínima recomendada para los

interruptores que se conecten a dicha S/E, basada en la evolución que presentan los niveles de

cortocircuito entre los años 2015 y 2021. Por ejemplo, el cortocircuito en S/E Crucero se ve

incrementado en cerca de 70% entre dichos años, pasando de unos 19 kA en la actualidad a 32 kA

al año 2021, por ende, se recomienda instalar interruptores que presenten, al menos, entre 10 kA

y 20 kA más que el máximo nivel de cortocircuito esperado.

Tabla 1.3: Máximo nivel de cortocircuito y capacidad de ruptura recomendada por S/E.

BarraMáximo CC

[kA]

Cap. de ruptura mínima

recomendada [kA]

Crucero 220 31,6 50

Kapatur 220 39,3 50

Laberinto 220 19,6 40

Los Changos 220 38,7 50

Nueva Crucero-Encuentro 220 35,9 50




Disposición física de S/E Crucero

En la Figura 1.1 se presenta la disposición física de los paños incidentes a S/E Crucero, indicando el nombre de cada uno de ellos, su destino y la

capacidad de ruptura de sus interruptores.

A su vez, a la capacidad de ruptura se le asigna un color en función de su estado actual:

Rojo: interruptor que en la actualidad presenta una capacidad de ruptura inferior al máximo nivel de cortocircuito esperado en la S/E. Se

debe reemplazar a la brevedad. Los paños J5, J6A y J6B serán trasladados a la proyectada S/E Nueva crucero encuentro, con un nuevo

estándar, no obstante, se debe tener especial cuidado con su operación previa, por lo que se recomienda analizar cómo actuarían los

sistemas de protecciones de respaldo en caso que dichos interruptores no puedan operar frente a ciertos niveles de cortocircuitos.

Naranjo: interruptor que debe ser reemplazado antes del año 2018 (previo a proyecto de interconexión SIC-SING).

Verde: interruptor que cuenta con holgura suficiente para operar al menos hasta el año 2021.

Figura 1.1: Disposición física de paños en S/E Crucero, identificando interruptores de poder según estado.

B1

B2

J13

BT

Norgener 2

SUBESTACIÓN CRUCERO

J12

Norgener 1

JT1

SS/AA

JR

J5

Lagunas 1

J14

Lagunas 2

J8

El Abra

J7A

Tocopilla 7A

J6A

Tocopilla 6A

J9

R. Tomic

J10

Laberinto 2

J11

Laberinto 1

J6

Chacaya

J7B

Chuqui 7B

J6B

Salar 6B

J16

Encuentro 2

J15

Encuentro 1

JS

JRE

31,5 kA 31,5 kA 16 kA 16 kA 40 kA 31,5 kA 31,5 kA 16 kA 31,5 kA 25 kA 25 kA 16 kA 31,5 kA 16 kA 40 kA

31,5 kA

25 kA

16 kA

40 kA




1.3. ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO

Año 2018:

o Para todos los escenarios de operación analizados al año 2018 con interconexión

SING-SADI2, exportando 250 MW desde el SING al SADI, la actual Línea 1x220 kV

O’Higgins-Domeyko ve sobrepasada su capacidad de conductor tras contingencias

en el corredor O’Higgins-Domeyko, destacándose la salida de servicio de la Línea

1x220 kV O’Higgins-Farellón proyectada (actual Línea 1x220 kV Atacama-Domeyko

que será seccionada en la S/E O’Higgins como parte del proyecto EWS de Minera

Escondida o MEL). Cabe destacar que estas líneas serán operadas con un grado de

utilización alto, lo que las transforma en elementos que absorben potencia

reactiva desde el sistema (se comportan como reactores equivalentes).

o Se observa una limitante natural en la máxima transferencia SIC3-SING, explicada

principalmente por la capacidad de los autotransformadores 550/220 kV que se

instalarán en S/E Los Changos. Dado que cada autotransformador es de 750 MVA

nominales, y al 2018 se instalarán sólo dos de estos equipos (de acuerdo a lo

informado en las obras de interconexión), el máximo intercambio entre el SING y

el SIC será igual a la capacidad nominal del autotransformador más su capacidad

de sobrecarga permanente. Si esta capacidad de sobrecarga permanente se

asume de 20%, la máxima transferencia del enlace por concepto N-1 de

transformación sería de 900 MVA, al menos hasta que entre en servicio el tercer

transformador, estimado para el año 2021.

o En los escenarios que presentan un SING excedentario de generación, esto es, con

transferencias desde el SING hacia el SIC (y hacia el SADI), los problemas de

subtensión en la zona sur-cordillera disminuyen debido al mayor número de

2 SADI: Sistema Argentino de Interconexión.

3 SIC: Sistema Interconectado Central.




máquinas convencionales despachadas y regulando tensión en el SING. Sin

perjuicio de lo anterior, este problema comienza a incrementarse nuevamente

toda vez que las centrales ERNC4 desplacen generación convencional en el SING,

en particular, centrales que suministran potencia a la zona sur-cordillera, por

ejemplo: Kelar y GasAtacama, u otras ubicadas en las subestaciones Angamos y

Chacaya, considerando además que los polos de generación ERNC se encuentran

mayoritariamente en las zonas norte y centro del SING, y en menor medida, en la

zona sur-cordillera.

o En los escenarios que presentan un SING deficitario de generación, esto es, con

inyecciones de potencia desde el SIC hacia el SING, los montos máximos de

transferencia por el enlace SIC-SING se ven restringidos por el bajo nivel de

tensión en barras de la zona sur-cordillera del SING, por ejemplo: Lagunas Seca

220 kV, Escondida 220 kV, Nueva Zaldívar 220 kV, Domeyko 220 kV, OGP1 220 kV,

etc. Esto se explica por el motivo expuesto en el punto anterior.

Año 2021:

o Se evidencian los mismos problemas analizados al 2018, pero con mayor

intensidad:

Problemas de sobrecarga en el corredor O’Higgins-Domeyko frente a la

salida de servicio de una de las líneas que lo conforman, y de otras líneas

presentes en la zona sur-cordillera del SING.

En los escenarios que presentan un SING deficitario de generación, esto

es, con inyecciones de potencia desde el SIC hacia el SING, los montos

máximos de transferencia por el enlace SIC-SING se ven restringidos por el

bajo nivel de tensión en barras de la zona sur-cordillera del SING, por

4 ERNC: Energías Renovables No Convencionales.




ejemplo: Laguna Seca 220 kV, Escondida 220 kV, Nueva Zaldívar 220 kV,

Domeyko 220 kV, OGP1 220 kV, etc. Estos bajos niveles de tensión se

presentan frente a contingencias en varias líneas de transmisión,

destacándose contingencias en la Línea 1x220 kV O’Higgins-Domeyko y en

la Línea 1x220 kV O’Higgins-Farellón, debido a la falta de potencia reactiva

en la zona sur-cordillera y los altos niveles de demanda en esa misma

zona.

o Se evidencian sobrecargas en uno de los circuitos de la Línea 2x220 kV Encuentro-

Nueva Crucero Encuentro toda vez que el circuito paralelo sale de servicio,

considerando una capacidad térmica de 500 MVA por circuito. De esta forma, este

corredor no estaría cumpliendo criterio N-1 en transmisión cuando las

transferencias por el enlace SIC-SING van en dirección desde SIC hacia el SING. Así,

las transferencias se verían limitadas por esta situación, por lo que se requieren

realizar estudios específicos orientados a reforzar el corredor en comento, o la

aplicación de planes de defensa contra contingencias específicas en él. Esta

situación también es advertida en el Informe “Propuesta de Expansión del Sistema

de Transmisión del SING”, versión de septiembre de 2015, en la cual se

recomiendan ampliaciones para mitigar los efectos nocivos que conlleva.

1.4. ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A CONTINGENCIA DE SEVERIDAD 9

En todas las contingencias en análisis se observa un déficit de potencia reactiva en la zona

sur-cordillera, lo que se evidencia en los valores de tensión que alcanza la barra Laguna

Seca 220 kV frente a una falla de severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Nueva

Zaldívar.

Para contingencias de severidad 9 en S/E Domeyko, se espera una desconexión de

consumo en el SING que puede llegar a casi 400 MW, cuyos efectos en la frecuencia se ven

acotados debido al aporte del SADI y del SIC en el Control Primario de Frecuencia (CPF).




Las contingencias de severidad 9 en la barras de S/E Andes, no evidencia problemas

mayores a los detectados en las demás barras en análisis, para una condición de

exportación de 250 MW en dirección SING a SADI, y para transferencias nulas en el enlace.

Si bien la interconexión entre el SING y el SADI permite que este último colabore con el

CPF frente a fallas que ocurran en el SING, se recomienda que se desarrollen análisis que

contemplen el caso inverso, vale decir, cómo actúan las máquinas del SING frente a fallas

en el SADI, específicamente desconexiones de generación o consumo. Cabe señalar que el

presente estudio no contempló limitaciones en las transferencias de la línea de

interconexión SING-SADI adicionales al límite térmico de dicha instalación, tales como

ajustes de protecciones u otros.

Se observan oscilaciones en las frecuencias de los tres sistemas interconectados: SING, SIC

y SADI, tras la ocurrencia de ciertas contingencias al llevar a cabo simulaciones en régimen

transitorio. Por ello, se recomienda realizar un análisis modal de la interconexión SIC-SING,

considerando al SADI en servicio.




2. CONTEXTO DEL ESTUDIO

El presente informe nace con el propósito de complementar los resultados contenidos en el EIST

2014, incorporando como escenario topológico de interés, la interconexión proyectada para los

años 2018 y 2021 entre el SING y el SIC. Además, y en virtud del Decreto de Exportación de Energía

Eléctrica desde el SING hacia el SADI a través de la Línea 345 kV Andes-Salta existente, publicado el

día 19 de junio de 2015, se considera también la interconexión SING-SADI en cada uno de los

escenarios del presente estudio, cuyos resultados han sido obtenidos para los años de estudio

mencionados, esto es, 2018 y 2021.

La interconexión SIC-SING ha sido materia de estudio por diversos analistas de la industria

eléctrica, cuyo enfoque principal es visualizar el impacto sistémico a nivel de tensiones, nivel de

cargabilidad en líneas de transmisión y transformadores de poder, y comportamiento de la

frecuencia eléctrica, no obstante, es relevante conocer además el estado técnico actual y

proyectado de las instalaciones del SING, y en mayor medida, aquellas que se encuentran

próximas a la zona de impacto de la citada interconexión, para prever con anticipación las medidas

mínimas que deban adoptarse para enfrentar y/o mitigar situaciones inseguras ocasionadas por la

ocurrencia de una condición de falla bajo el escenario topológico de interés.

Bajo este contexto, el presente estudio se orienta al análisis en régimen estático y transitorio del

sistema de transmisión del SING en 220 kV, considerando los escenarios de interconexión ya

indicados, la expansión de la infraestructura eléctrica y la incorporación de nuevos proyectos de

generación y consumo, tanto en el SING como en la zona norte del SIC (entre las subestaciones

Polpaico y Cardones). Para su desarrollo, se ha considerado la metodología de trabajo y criterios

de evaluación presentados en el EIST 2014, y que son presentados resumidamente en el presente

documento, permitiendo identificar, mediante los resultados obtenidos, lo siguiente:

Instalaciones del SING cuyos interruptores de poder y transformadores de corriente

presentan estados subestándares frente a condiciones de falla.




Factibilidad de operar el enlace de interconexión SIC-SING al año 2018 y 2021 utilizando

las máximas5 transferencias posibles, analizando a su vez los grados de utilización de

elementos serie y el nivel de tensión en instalaciones del SING para escenarios de

operación normal y contingencia N-1. En los casos que se determinen limitaciones en las

transferencias entre los sistemas SIC-SING, se recomiendan posibles soluciones que sirvan

para mitigar estas limitantes.

Factibilidad de operar el enlace de interconexión SING-SADI, considerando exportaciones

de 250 MW en dirección SING a SADI. En los casos que se determinen limitaciones en el

SING para el nivel de transferencia mencionado, se analiza el sistema con transferencias

nulas en el enlace, y se indican posibles soluciones que permitan incrementar los niveles

de transferencia de exportación.

Adicionalmente, se analiza el comportamiento del SING frente a la ocurrencia de una contingencia

de severidad 9 en las barras de 220 kV de las subestaciones Nueva Zaldívar y Laberinto, escogidas

por ser instalaciones que presentaron condiciones de riesgo de cumplimiento del Artículo 3-24 de

la NTSyCS en los análisis desarrollados en el EIST 2014. Además, se incorporan al análisis del

presente estudio, las barras de las subestaciones Andes y Domeyko, por encontrarse

eléctricamente cercanas a la zona de interconexión SIC-SING y SING-SADI, y poseer una gran

incidencia de líneas relevantes para la zona sur-cordillera del SING. El resto de las barras en 220 kV

han sido analizadas en otros estudios CDEC-SING, y seguirán siendo estudiadas conforme sea

necesario.

Para efectos del análisis de resultados, no se considera incumplimiento normativo la utilización de

Recursos Adicionales para el Control de Contingencias tras la salida de servicio de barras

existentes del SING tras una contingencia de severidad 9, condición que no aplica para nuevas

subestaciones, esto es, la actuación de esquemas de desprendimiento de carga u otros, tras la

desconexión de la barra en cuestión y sus paños incidentes.

5 Máxima transferencia determinada a partir de los análisis sistémicos estáticos y de severidad 9.




Una vez obtenidos los resultados de dichos análisis, se realiza un diagnóstico asociado a las

mejoras y/o refuerzos que el sistema de transmisión del SING en 220 kV requiere para los años

2018 y 2021.




3. INTRODUCCIÓN

La operación de todo sistema eléctrico de potencia depende en gran medida de la condición o

estado de los elementos que lo conforman y de las variaciones topológicas que éste experimenta

como consecuencia del desarrollo eléctrico del país. Esto último está asociado tanto a la

incorporación de nuevas tecnologías de generación, donde ha adquirido relevancia la alta

inserción de ERNC, y la expansión de los sistemas de transmisión producto del ingreso de nuevos

proyectos de generación y de consumo. En virtud de lo expuesto, es fundamental detectar los

componentes existentes en el sistema eléctrico que presenten una degradación de sus

características de diseño debido principalmente a su antigüedad, y cuya obsolescencia se

acrecienta al sobrepasar sus especificaciones de fabricación.

La evaluación de los recursos disponibles en el sistema de transmisión y la previsión del

comportamiento de estos equipos frente a una condición de falla, permiten tomar medidas

oportunas, orientadas a resguardar la integridad de las instalaciones del SING.

El estudio se orienta principalmente a analizar el comportamiento del sistema de transmisión en

220 kV del SING en régimen estático y transitorio, considerando la interconexión con el SIC y el

SADI.

El presente informe entrega un reporte de la condición del sistema de transmisión del SING en

220 kV para los años 2018 y 2021, y las principales medidas para subsanar y/o reforzar las

instalaciones, minimizando las situaciones de vulnerabilidad que sean detectadas.




4. OBJETIVOS

El informe tiene por objetivo evaluar el desempeño del sistema de transmisión del SING en 220 kV

frente a una condición de falla, desde el punto de vista estático y transitorio, para un escenario de

interconexión SIC – SING – SADI, en un horizonte de análisis que comprende los años 2018 y 2021.

El cálculo de cortocircuitos para el análisis en régimen estático y la definición de criterios

establecidos en función a sus condiciones de operación, permite evaluar si los transformadores de

corriente y los interruptores de poder existentes en las instalaciones de 220 kV del SING pueden

continuar siendo utilizados en forma segura bajo un escenario de interconexión entre el SING y el

SIC, sin transgredir los límites de diseño nominales. Para ello, se realiza un análisis de capacidad de

los interruptores de poder y del límite de saturación en función del burden nominal y conectado,

para los transformadores de corriente que pertenecen a los Sistemas de Protecciones.

Además, se evalúa el comportamiento del SING en condición N y N-1 a través de un análisis de

contingencias simples en cada una de las líneas de transmisión en 220 kV y los proyectados

transformadores con relación 500/220 kV del SING. Se verifica que las tensiones del sistema se

encuentren dentro de los rangos definidos en la NTSyCS y que los elementos series del sistema de

transmisión no sobrepasen sus capacidades nominales tras la ocurrencia de una contingencia

simple, verificando el cumplimiento de los Artículos 5-24, 5-28 y 5-31 de la NTSyCS. En caso de no

cumplir la normativa, el presente documento identifica los problemas y propone soluciones a nivel

general, las que deberán ser determinadas con detalle en estudios específicos que serán

desarrollados posteriormente.

Finalmente, se analiza el impacto en régimen transitorio de una contingencia de severidad 9 y su

posterior despeje en cada una de las barras de las subestaciones Nueva Zaldívar y Laberinto

220 kV, las que representan una condición de riesgo según los resultados del EIST 2014 para los

años 2015 y 2017 que fueron analizados en dicha oportunidad, y se adicionan las barras de las

subestaciones Andes y Domeyko por estar en una vecindad del SING deficitaria en recursos de

reactivos. Luego, se verifica el cumplimiento del Art. 3-24 de la NTSyCS vigente, es decir, garantizar




que la configuración de barras permite despejar la ocurrencia de una falla de severidad 9 sin

propagarse, utilizando los Recursos Generales de Control de Contingencias disponibles en el

sistema. Al respecto, es importante mencionar que en virtud del objetivo principal del presente

documento, esto es, evaluar y diagnosticar el estado del equipamiento primario y sistema de

transmisión del SING en 220 kV en el contexto de la interconexión SIC-SING, el análisis de

severidad 9 se remite a las barras antes mencionadas. El mismo análisis para otras barras del SING

que no hayan sido analizadas en el EIST 2014 ni en el presente estudio, se ha desarrollado en parte

en otros estudios CDEC-SING, y las restantes, serán analizadas posteriormente, dejando de

manifiesto que no se considera como incumplimiento normativo que la salida de servicio de una

barra existente junto a sus paños incidentes gatille la operación de automatismos de

desprendimiento de generación o consumo en el sistema, situación que no aplica para nuevas

subestaciones que se pongan en servicio en el futuro.




5. ALCANCE

Definir la metodología de trabajo, escenarios topológicos de operación, casos de

generación, tipos de falla y contingencias relevantes, criterios de estudio y puntos o líneas

de interés para los diferentes análisis, según los problemas y restricciones operacionales

que se advierten en el SING.

Desarrollar una Base de Datos (BD) para el estudio, considerando que el horizonte de los

análisis corresponde a los años 2018 y 2021. La BD ha sido construida considerando como

referencia la BD Digsilent Power Factory del SING en versión vigente a febrero de 2015, la

que es interconectada con las bases de datos de las instalaciones del sistema eléctrico SIC,

en versión vigente a mayo de 2015, con la BD del SADI proporcionada por AES Gener en

versión marzo del 2015, y con la BD de la Línea de Interconexión SIC-SING que será

desarrollada por GDF Suez.

Realizar un análisis de cortocircuito conforme con el Anexo Técnico N°1: Cálculo del nivel

máximo de cortocircuito, considerando la simulación de cortocircuitos trifásicos,

monofásicos, bifásicos y bifásicos a tierra sobre todas las subestaciones pertenecientes al

sistema de transmisión en 220 kV. Se registran los niveles de corriente de cortocircuito

simétrica inicial, , tanto en las barras de las subestaciones como los aportes efectivos

por cada uno de los paños de línea y de transformador, incidentes a las subestaciones

analizadas.

Determinar si el nivel de saturación de los transformadores de corriente, en función de su

clase de precisión y burden, y la capacidad de ruptura de los interruptores de poder para

la totalidad de las instalaciones en 220 kV del SING, es la adecuada para el nivel de

cortocircuito al que estarán expuestos, considerando el sistema eléctrico proyectado a los

años 2018 y 2021. La misma situación para el sistema eléctrico proyectado a los años 2015

y 2017 fue analizada en el EIST 2014.




Analizar el comportamiento del SING frente a escenarios que contemplen altos niveles de

utilización del enlace de interconexión SIC-SING en el año 2018 y 2021. En caso que esta

transferencia sea inferior a la potencia nominal de diseño, declarada en 1500 MW, se

identifican las instalaciones que limitan la máxima transferencia a nivel sistémico y el

escenario operacional en el que se presenta. Lo anterior, considerando una condición de

operación normal y tras contingencia simple según criterio N-1.

Realizar un análisis en régimen estático y transitorio para evaluar el comportamiento del

SING tras la ocurrencia de una contingencia de severidad 9, y su posterior despeje, en cada

una de las barras en 220 kV de las subestaciones Laberinto, Nueva Zaldívar, Andes y

Domeyko. Las dos primeras escogidas por presentar condición de riesgo en los análisis

desarrollados en el EIST 2014, y las dos restantes por encontrarse ubicadas aledañas a la

zona de interconexión con el SIC.

Presentar un diagnóstico orientado a mejorar el estado de las instalaciones que presentan

una condición subestándar desde el punto de vista estático y transitorio, incumpliendo las

exigencias dispuestas en la NTSyCS.




6. ANTECEDENTES

Para el desarrollo de este informe se ha utilizado la siguiente documentación técnica:

Estudio de Integridad 2014, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio >

Informes y Estudios > Estudios CDEC.

Base de datos del SING en formato Digsilent Power Factory, versión vigente a febrero de

2015, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio > Datos del SING >

Instalaciones del SING > Base de Datos del SING.

Base de datos del SIC en formato Digsilent Power Factory, versión vigente a mayo de 2015,

disponible en el sitio web del CDEC-SIC, menú Inicio > Informes y Documentos >

Información Técnica > Base de Datos Digsilent.

Base de datos del SADI en formato Digsilent Power Factory, versión proporcionada por

AES Gener en marzo de 2015.

Base de datos de la Línea de Interconexión SIC-SING en formato Digsilent Power Factory,

versión proporcionada por GDF Suez en abril de 2015.

Proyección de demanda máxima coincidente en el SING y despachos de generación

esperados para los años 2018 y 2021, considerando la previsión de demanda informada

por los Coordinados, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio > Informes y

Estudios > Informes de Planificación > Proyecciones de Largo Plazo.

Plan de Obras del SING 2014-2015, considerado en el Informe CDEC-SING “Propuesta de

Expansión del Sistema de Transmisión del SING”, versión de abril de 2014.




Plan de Obras del Sistema de Transmisión Troncal (STT) del SING 2014-2015, contenido en

el Informe “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal. Periodo 2014-2015”,

Resolución Exenta N° 96, marzo de 2015.

Información técnica de interruptores de poder y transformadores de corriente, contenida

en el EIST 2014. Además, para el caso de los transformadores de corriente, se actualizó la

información considerando aquella recibida por parte de los Coordinados para la

realización del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones (EVCP) Etapa VI,

CDEC-SING, año 2015.

Información técnica de transformadores de corriente contenida en el Estudio de

Verificación de Coordinación de las Protecciones (EVCP) Etapa VI, CDEC-SING, año 2015.




7. MARCO NORMATIVO

Para la realización del presente estudio, se ha considerado tanto la normativa nacional vigente,

como también estándares internacionales relacionados, entre los que destacan:

NTSyCS, 2015 : Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, versión

de junio de 2015, emitida mediante Resolución Exenta

N° 297 del 08 de junio de 2015.

ANSI/IEEE C37.2-2008 : Standard for Electrical Power System Device Function

Numbers, Acronyms, and Contact Designations.

ANSI/IEEE C57.-1993 : Standard Requirements for Instrument Transformers.

IEC 60909-0, 2001 : Short-Circuit current in three-phase a.c. systems.

IEC 60044-1, 2003 : Current Transformers.

IEC 60044-6, 1992 : Requirements for protective current transformers for

transient performance.

IEC 62271-100, 2008 : High-voltage switchgear and controlgear.




8. METODOLOGÍA DE TRABAJO

La metodología se orienta al cumplimiento de los objetivos planteados en la sección 4 del presente

documento.

El marco de trabajo contempla la definición de los escenarios topológicos de operación, casos de

generación, tipos de falla analizadas, contingencias relevantes y las bases generales con las que se

realiza la modelación del sistema eléctrico de interés.

8.1. BASE DE DATOS (BD)

El sistema eléctrico de la interconexión se representa en formato Digsilent Power Factory, en la

cual se integran las bases de datos proyectadas al año 2018 y 2021, citadas en la sección 5 de este

documento. A continuación se presenta el proceso de integración de las Bases de Datos

individuales del SING, del SIC, del SADI y de la Línea de Interconexión SIC-SING que desarrollará

GDF Suez.

8.1.1. EXPANSIÓN BD SING

En primer lugar, se modelan en Digsilent las obras futuras del SING en la BD de este sistema de

transmisión, versión febrero de 2015, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio >

Datos del SING > Instalaciones del SING > Base de Datos del SING.

Para ello, se crean distintos Casos de Estudio (Study Cases) desde el año 2015 actual, hasta el año

2021, uno por año, lo que corresponde a 7 Casos de Estudio en total. A su vez, a cada Caso de

Estudio se le asocia una Variación Topológica (Variations) que incorpore las nuevas obras que se

espera entren en servicio para cada año y, al menos, un Escenario de Operación (Operation

Scenarios). De esta forma, se genera la estructura de Base de Datos que se presenta en la Figura

8.1.




Figura 8.1: Estructura BD SING, con expansión desde el 2015 al 2021.

El detalle de cada una de las obras de expansión del SING modeladas de forma explícita en la Base

de Datos, ya sea de generación (convencional y ERNC), de transmisión y de consumo, se presenta

en la sección 8.3 de este documento.




8.1.2. INTEGRACIÓN BD SING, SIC, SADI Y LÍNEA INTERCONEXIÓN SIC-SING

En la Figura 8.2 se presenta la preparación del proceso de integración de las Bases de Datos. Se

carga por separado cada Base de Datos independiente: SING, SIC, SADI, Línea SIC-SING, y en rojo

se observa la nueva Base de Datos obtenida a través del proceso de integración.

Figura 8.2: BD SING, SIC, SADI y Línea SIC-SING, utilizadas para generar BD integrada.

En primer lugar, se unen las Bases de Datos del SING y del SIC, a las que se le asigna el número “1”

y “2”, respectivamente. A esa Base de Datos resultante, se le une la Base de Datos del SADI, la que

se asigna con número “3”, y finalmente, se une la Base de Datos de la Línea de Interconexión SIC-

SING asignada con el número “4”. La estructura final de la Base de Datos integrada se presenta en

la Figura 8.3.

Posteriormente, se lleva a cabo la interconexión eléctrica de las distintas Bases de Datos,

considerando además los planes de obra futuros de cada sistema.




Figura 8.3: Estructura de datos de la BD integrada.




8.1.3. MODELACIÓN DE OBRAS EN BD INTEGRADA

Se modelan explícitamente las siguientes obras:

Obras de interconexión SIC-SING, cuyo detalle se presenta en la sección 8.2 de este

documento.

Figura 8.4: BD integrada, modelación de la interconexión SIC-SING.

Obras de transmisión y generación proyectadas para el SING, cuyo detalle se presenta en

la sección 8.3 de este documento. Se modelan las configuraciones de S/E explícitamente.

Sistema de Transmisión en 500 kV del SIC Norte, comprendido entre las SS/EE Polpaico y

Cardones, y que considera las siguientes líneas (modeladas con sus respectivas

compensaciones serie y paralelo6):

o Línea 2x500 kV Polpaico-Nueva Pan de Azúcar

o Línea 2x500 kV Nueva Pan de Azúcar-Nueva Maitencillo

6 Los valores de los condensadores y reactores que sirven como compensación serie y paralelo, fueron obtenidos desde el Estudio de

Impacto Ambiental del proyecto “Plan de Expansión Chile LT 2x500 kV Cardones - Polpaico":

http://infofirma.sea.gob.cl/DocumentosSEA/MostrarDocumento?docId=8c/f7/dd5ebd993577cc298e47de24fba5021067b3

Los C hangos T1 525 /230 750 MVA(1 )

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Project:

Graphic: Interconexion

Date: 8/7/2015

Annex:

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220 k V Kelar-Kapa tu r C 1220 k V Kelar-Kapa tu r C 1

Angamos -Kapa tu r #2Angamos -Kapa tu r #2


220 k V R . Laber in to -Laber into.C 2220 k V R . Laber in to -Laber into.C 2


Reactor Chang-Cum 500 kV 1x145 3Reactor Chang-Cum 500 kV 1x145 1


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SIL

EN

T

http://infofirma.sea.gob.cl/DocumentosSEA/MostrarDocumento?docId=8c/f7/dd5ebd993577cc298e47de24fba5021067b3




o Línea 2x500 kV Nueva Maitencillo-Nueva Cardones

Figura 8.5: BD integrada, modelación del SIC Norte.

Obras de interconexión SING-SADI existentes, a través de la Línea 1x345 kV Andes-Salta.

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BB2

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kV

C1

DIg

SIL

EN

T




Figura 8.6: BD integrada, modelación de la interconexión SING-SADI.

8.2. DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES TOPOLÓGICAS DE OPERACIÓN

La topología de operación considera dos (2) condiciones como base, las que han sido definidas en

función de la puesta en servicio de las obras de transmisión asociadas a la “Interconexión SIC-

SING”; declaradas en el Plan de Expansión 2014-2015, emitido en marzo de 2015 a través de la

Resolución Exenta N° 96, e indicadas a continuación:

Topología 1 – Año 2018: Esta condición topológica, considera las siguientes obras:

o S/E Los Changos 500/220 kV

o S/E Nueva Cardones 500/220 kV

o Línea 2x500 kV Los Changos-Cumbres

o Línea 2x500 kV Cumbres-Nueva Cardones

o Línea 2x220 kV Los Changos-Kapatur

o 2 Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos

Topología 2 – Año 2021: Esta topología contiene las siguientes obras principales:

o Ampliación S/E Nueva Crucero Encuentro 500/220 kV

o Línea 2x500 kV Los Changos - Nueva Crucero Encuentro

o 2 Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva Crucero Encuentro

o 1 Autotransformador 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos

Los C hangos T1 525 /230 750 MVA(1 )

INTERCONEXIÓN SING-SADI

INTERCONEXIÓN SIC-SING

8007 COBOS

8000 BRACHO

8009 MQUEM-C..

8008 JUANCIT..

8120 COBOS

Andes R eac tor Shunt 345

Andes 220

Andes 345

Andes 23 #1

Andes 23 #2

Andes 23 #3

Salta

K2

K1

K2

K1

J2

J1

J1

J2

Los C hangos 500Los C hangos 220

Kelar 220 - BT Kelar 220 - BP

Kapatur 220 - BP2

Kapatur 220 - BP1

O'H iggins 220 GIS - BT

O'H iggins 220 GIS - BP

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1

PowerFactory 15.2.2

Project:

Graphic: Interconexion

Date: 8/7/2015

Annex:

Nodes Branches

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SIC

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sym_8624_1

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shnt_8007_8000_1345 k V C entral Sa lta-Andes345 k V C entral Sa lta-Andes

345 k V R eac to r Sa lta-Salta345 k V R eac to r Sa lta-Salta

I/S C ondens ador AndesI/S C ondens ador Andes

R . Salta 345 kV




R . Andes 345 kV

C ondens ador Ser ie Andes 1 /2C ondens ador Ser ie Andes 1 /2

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L os C hangos T1 525 /230 750 MVALos C hangos T1 525 /230 750 MVA

Los C hangos T2 525 /230 750 MVALos C hangos T2 525 /230 750 MVA

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220 k V Kelar-Kapa tu r C 1220 k V Kelar-Kapa tu r C 1







DIg

SIL

EN

T




8.3. PLAN DE EXPANSIÓN DEL SING

8.3.1. DEMANDA

Para efectos del presente estudio, las simulaciones se realizan considerando un nivel de demanda

máxima coincidente del SING, utilizando para ello las previsiones de demanda de los Coordinados.

Los consumos de mayor relevancia, adicionales a los que se presentan en la actualidad y que se

espera entren en servicio en el SING, son los siguientes:

Minera Chuquicamata Subterránea:

o 28 MW al año 2019, y

o 100 MW al año 2020.

Proyecto EWS (Escondida Water Supply) de MEL:

o 54 MW al año 2016, y

o 200 MW al año 2020.

Minera Esperanza:

o 200 a 350 MW desde el año 2018, y 2021. Al respecto, cabe mencionar que los

consumos de las mineras Esperanza y El Tesoro se modelan anillados, es decir,

alimentados desde las SS/EE Encuentro y El Cobre.

Minera Quebrada Blanca Fase II:

o 15 MW al año 2017 y finaliza su autogeneración, alcanzando cerca de 30 MW, y

o 325 MW al año 2021.

Nueva Concentradora en Minera Radomiro Tomic:

o 110 MW al año 2018, y 2021.

Minera Spence:

o 136 MW entre los años 2019 y 2021.




Minera Zaldívar:

o 110 MW al año 2019, y 2021

A nivel general, la máxima demanda coincidente del SING, estimada entre los años 2015 y 2021, se

presenta en la Tabla 8.1 y en la Figura 8.7.

Tabla 8.1: Demanda máxima coincidentes proyectada del SING.

Figura 8.7: Evolución de la demanda máxima del SING.

Los datos de proyección de demanda utilizados para los otros sistemas (SIC y SADI), son:

SIC: Proyección de demanda informada en Informe de Precio de Nudo de Corto Plazo de

Abril 2015, CNE.

AñoDemanda

Máxima [MW]

2015 2617

2016 2657

2017 2944

2018 3166

2019 3462

2020 3674

2021 3846

Demanda SING

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Demanda SING - Máxima coincidente




SADI: Por el gran tamaño de este sistema (en relación al SING y al SIC), y dado que la zona

cercana a la interconexión con el SING no presenta cambios topológicos sustanciales, no

se consideran crecimientos relevantes en este sistema.

8.3.2. GENERACIÓN

Las centrales generadoras, tanto convencionales como ERNC, consideradas para el desarrollo del

presente estudio, corresponden a aquellas declaradas en construcción de acuerdo a la Resolución

Exenta N° 312 emitida por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Tabla 8.2: Proyectos de generación del SING.

El despacho de unidades generadoras del SING para cada uno de los escenarios analizados en el

presente estudio, se detalla en el Anexo B.

Nombre Tecnología Barra conexión Potencia máxima [MW] Fecha PES (*)

San Pedro de Atacama III Solar PV Calama 220 30 01-03-2015

La Huayca 2 Solar PV Pozo Almonte 66 21 30-04-2015

Calama Sur Solar PV Calama 220 30 01-05-2015

San Pedro de Atacama II Solar PV Calama 220 50 01-05-2015

Andes Solar Solar PV Andes 220 21 01-06-2015

Pampa Camarones 1 Solar PV Vítor 110 6 01-06-2015

Uribe Solar Solar PV Uribe 110 50 01-07-2015

Quillagua 1 Solar PV Crucero 220 23 30-07-2015

Arica Solar 1 Solar PV Parinacota 220 18 30-09-2015

Arica Solar 2 Solar PV Parinacota 220 22 30-09-2015

San Pedro de Atacama I Solar PV Calama 220 17 30-09-2015

San Pedro de Atacama IV Solar PV Calama 220 24 30-09-2015

Cochrane 1 Carbón Cochrane 220 280 01-05-2016


Laberinto Solar Solar PV Laberinto 220 146 30-05-2016

Crucero Oeste Solar PV Encuentro 220 160 30-06-2016

Cochrane 2 Carbón Cochrane 220 280 01-10-2016

Kelar TG1+0.5TV GNL Kapatur 220 258 01-10-2016

Kelar TG2+0.5TV GNL Kapatur 220 258 01-10-2016

Crucero Este Solar PV Encuentro 220 85 30-10-2016

Planta Solar Cerro Dominador Termosolar CSP Encuentro 220 110 30-12-2016


IEM 1 Carbón Kapatur 220 375 01-05-2019

(*) PES = Puesta En Servicio




8.3.3. TRANSMISIÓN

En la presente sección se mencionan las proyectadas obras de transmisión de mayor relevancia en

el SING, las que además se presentan entre la Figura 8.8 a la Figura 8.11.

Nuevas instalaciones de transmisión

Además de las obras de transmisión asociadas a la interconexión SIC-SING, detalladas en la sección

8.2 del presente documento, destacan las siguientes obras de transmisión proyectadas en el SING:

Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro

Línea 2x220 kV Kelar-Kapatur

Línea 2x220 kV Atacama-Miraje (actual Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro seccionada en

S/E Miraje)

Línea 2x220 kV Kapatur-O’Higgins

Línea 2x220 kV Angamos-Kapatur (actual Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto seccionada

en S/E Kapatur)

Línea 2x220 kV Kapatur-Laberinto (actual Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto seccionada

en S/E Kapatur)

Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko seccionada

en S/E O’Higgins)

Línea 1x220 kV O’Higgins-Farellón (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko)

Línea 1x220 kV Farellón-Chimborazo (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko)

Línea 1x220 kV Chimborazo-Domeyko (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko)

Línea 1x220 kV O’Higgins-Puri (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko)

Línea 1x220 kV Puri-Domeyko (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko)

Línea 2x220 kV Encuentro-Lagunas

Los parámetros utilizados en la modelación de las líneas de transmisión listadas se detallan en la

Tabla 8.3.




Tabla 8.3: Parámetros utilizados para modelar líneas proyectadas del SING.

Cambios topológicos en subestaciones

Adicionalmente, y de acuerdo a lo estipulado en el Decreto Exento N° 201/2014, varios paños

actualmente conectados en S/E Crucero serán redirigidos y conectados a la proyectada S/E Nueva

Crucero Encuentro, de acuerdo a la disposición física que se presenta en la Figura 8.8.

Figura 8.8: Disposición de paños en S/E Nueva Crucero Encuentro.

R1 X1 R0 X0

Cochrane-Encuentro 153 2 1,838 0,0256 0,2868 0,2714 1,0761

Kelar-Kapatur 15 2 1,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853

Atacama-Miraje 133 2 0,645 0,0478 0,3018 0,3089 1,0507

Kapatur-O'Higgins 76 2 1,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853

Angamos-Kapatur 11 2 1,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853

Kapatur-Laberinto 131 2 1,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853

Atacama-O'Higgins 75 2 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431

O'Higgins-Farellón 35 1 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431

Farellón-Chimborazo 75 1 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431

Chimborazo-Domeyko 24 1 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431

O'Higgins-Puri 85 1 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431

Puri-Domeyko 49 1 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431

Encuentro-Lagunas 175 2 0,761 0,0994 0,4115 0,2894 1,3066

Parámetros por circuito [Ω/km]Línea de Transmisión

Longitud

[km]

N° de

circuitosInom [kA]

Lagunas C1

Tocopilla C2

Chuquicamata

Salar

Encuentro C1

Encuentro C2 Crucero C1

Crucero C2

Laberinto C1

Laberinto C2

Tocopilla C1 Lagunas C2




Figura 8.9: SING zona sur-cordillera, obras existentes y proyectadas (en verde para 220 kV y azul para 500 kV).

Chacaya

Mejillones

Atacama

Domeyko

Zaldívar

Sulfuros

L. Seca

OGP1

Laberinto

Angamos

TermoAndes

Kapatur

32 km 1xAAAC Flint 1x220

Andes

Nueva Zaldívar

O’Higgins

Coloso

15 km

127 km

1 km 2xACAR 1200 MCM 2x220

1 km 2xACAR 1200 MCM 2x220

Escondida

Nueva Crucero Encuentro

Mantos BlancosCapricornio

Miraje

Farellón

Puri

Chimborazo

Óxidos SVC

Bombeo 3

Llanos

Palestina

Bombeo 4

Bombeo 2

77 km

102 km

85 km

49 km

24 km

75 km

35 km

Encuentro

408 km

Enlace133 km

20 km

31 km

75 km

Cochrane

Kelar

2,5 km

133 km

Los Changos

417 km

SADI

SIC

Cumbres

Crucero

2,5 km

Norgener

1.3 km

74 km

35 km

20 km

0.3 km

29 km

24 km

19 km

15 km

3 km

15 km

28 km

153 km

14 km7 km

1 km

13 km

28 km

73 km95 km

63 km

38 km

220 kV

500 kV

345 kV220 kV

50 km 16 km 70 km

153 km

144 km

El Cobre

3 km




Figura 8.10: Proyecto de interconexión SIC-SING según Res. Ext N°96.

Los Changos

Kapatur

Cumbres Nueva Cardones

Nueva Crucero Encuentro

1500 MW3 km

1500 MW

417 km

1500 MW208 km

Proyecto Interconexión SING-SIC

220 kV

500 kV

750 MVA

ATR1: 750 MVA+ 1 Unidad reserva

1500 MW140 km

750 MVA

TEN

CS: 32,5% CS: 32,5% CS: 55%

R

R R

R

R

R

R

R

145 MVAr

145 MVAr90 MVAr

90 MVAr 90 MVAr

90 MVAr

145 MVAr

145 MVAr

R R155 MVAr 155 MVAr

ATR1:750

MVA+ 1 unidad de reserva

Nuevas obras previstas 2018-2021

ATR2 : 750 MVA + 1 Unidad reserva

Nueva Diego de Almagro

1200 MVA

Tarapacá Lagunas Crucero Encuentro Miraje Atacama

Pan de AzúcarMaitencillo Polpaico

Diego de Almagro Carrera PintoCardones

Laberinto O’Higgins

500/220 kV

750 MVA

(*) Capacidad de compensación serie y shunt corresponde a lo

informado por TEN a CNE en Enero 2015..




Figura 8.11: Ubicación geográfica de la línea de interconexión SIC-SING.




8.4. DEFINICIÓN DE LOS CASOS DE GENERACIÓN

En conformidad con los análisis que forman parte del alcance de este informe, se han definido tres

(3) casos de generación, considerando como condición base para todos ellos, la operación

interconectada del SING con el SADI, exportando, en primera instancia, 250 MW desde el SING

hacia el SADI, a través de la actual Línea 1x345 kV Andes-Salta.

A continuación se presenta una descripción de cada caso de generación:

Caso 1 - Parque generador completo.

Considera la puesta en servicio de todas las instalaciones de los sistemas interconectados, esto es,

unidades de generación, líneas de transmisión y transformadores de poder, con el objeto de

obtener el mayor enmallamiento del sistema de transmisión. Lo anterior, con el objeto de inducir

la mayor contribución de corriente de cortocircuito que permita verificar y dimensionar la

capacidad de ruptura de interruptores de poder, conforme a lo estipulado en el Anexo Técnico

N°1: Cálculo de nivel máximo de cortocircuito.

Caso 2 – Económico sin ERNC.

Considera un despacho económico de las unidades generadoras del SING por orden de mérito

según costos variables, sin despachar generación del tipo ERNC (plantas fotovoltaicas y eólicas).

Cabe señalar, que este escenario es el de mayor exigencia para el cálculo de niveles de

cortocircuitos en las barras del sistema.

Caso 3 – Económico con ERNC.

Este caso considera un despacho económico de las unidades generadoras del SING, a través de un

orden de mérito según costos variables, con despacho de generación ERNC a un factor de planta

de 30%.




A su vez, los casos de generación N°2 y N°3 presentarán las siguientes tres (3) variantes, con

combinaciones que incluso podrán representar despachos no económicos, con la intención de

cubrir una mayor cantidad de situaciones:

Variante 1 – Equilibrio SIC-SING.

Considera transferencias nulas por el enlace de interconexión SIC-SING, es decir, ambos sistemas

se encuentran equilibrados en oferta y demanda.

Variante 2 – SING Excedentario.

Considera máxima transferencia por el enlace de interconexión SIC-SING en dirección SING → SIC,

lo que puede representar una condición de alta penetración ERNC en el SING y baja hidrología en

el SIC.

Variante 3 – SING Deficitario.

Considera máxima transferencia por el enlace de interconexión SIC-SING en dirección SIC → SING,

lo que puede representar una condición de nula penetración ERNC en el SING y alta hidrología en

el SIC.

Para los casos de generación 2 y 3 se considera una exportación SING → SADI de 250 MW, a través

de la Línea 1x345 kV Andes-Salta existente. Sólo en el análisis de comportamiento en régimen

estático se realizan algunas contingencias considerando la interconexión SING-SADI fuera de

servicio.




8.5. DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN

En función de las condiciones topológicas y casos de generación, se definen los siguientes

escenarios:

Año 2018

Escenario 1.1: Topología 1 / Caso 1.

Año 2018, Parque generador completo

Escenario 1.2: Topología 1 / Caso 2 – Variante 1.

Año 2018, Despacho económico sin ERNC y Equilibrio SIC-SING


Año 2018, Despacho económico sin ERNC y SING Excedentario


Año 2018, Despacho económico sin ERNC y SING Deficitario


Año 2018, Despacho económico con ERNC y Equilibrio SIC-SING


Año 2018, Despacho económico con ERNC y SING Excedentario


Año 2018, Despacho económico con ERNC y SING Deficitario

Año 2021

Escenario 2.1: Topología 2 / Caso 1.

Año 2021, Parque generador completo


Año 2021, Despacho económico sin ERNC y Equilibrio SIC-SING





Año 2021, Despacho económico sin ERNC y SING Excedentario


Año 2021, Despacho económico sin ERNC y SING Deficitario


Año 2021, Despacho económico con ERNC y Equilibrio SIC-SING


Año 2021, Despacho económico con ERNC y SING Excedentario


Año 2021, Despacho económico con ERNC y SING Deficitario

Todos los escenarios indicados se realizan considerando una demanda máxima coincidente del

SING, cuyos valores se pueden observar en la sección 8.3.1 del presente documento. Además, para

los sistemas SIC y SADI se utiliza la máxima demanda existente, y en el caso particular del SIC, ésta

se incrementa de acuerdo a los factores de crecimiento estimados por la CNE.

En la Tabla 8.4 se presentan los escenarios considerados para cada uno de los análisis

desarrollados en este Informe.

Tabla 8.4: Escenarios de Operación según el tipo de análisis efectuado.

Escenarios de Operación

Descripción del Análisis 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7

Cap. de ruptura de interruptores en 220 kV

Saturación de TT/CC en 220kV

Comportamiento en régimen estático N-1 Cumplimiento frente a contingencia Sev. 9

Escenario considerado en el análisis.

Escenario no considerado en el análisis.




8.6. DEFINICIÓN DE LOS TIPOS DE ANÁLISIS REALIZADOS

a) Análisis de cortocircuito.

El cálculo de cortocircuitos incluye la asimetría producto de la componente unidireccional (o

continua) de la corriente de cortocircuito. Posteriormente, los resultados de este cálculo se

utilizan para determinar si los interruptores de poder en 220 kV poseen suficiente capacidad de

ruptura, y si los transformadores de corriente presentan niveles de saturación aceptables, de

acuerdo a los criterios establecidos en el EIST 2014 y presentados resumidamente en el presente

documento.

Los escenarios sometidos al cálculo de cortocircuitos, han sido seleccionados en función del

análisis que será realizado, conforme se indica en la Tabla 8.4.

b) Análisis de comportamiento del sistema en régimen estático.

Se realiza un análisis del comportamiento sistémico en régimen estático, con especial foco en las

instalaciones que se conecten cercanas a la línea de interconexión SIC-SING. Bajo este contexto, se

analiza:

Comportamiento de tensión y análisis de capacidad de elementos serie de los sistemas,

considerando operación normal (Caso Base), verificando el cumplimiento para estándares de

Estado Normal, según lo indicado en la NTSyCS vigente.

Comportamiento de tensión y análisis de capacidad de los elementos serie de los sistemas,

considerando operación con contingencia simple (Condición N-1), verificando el

cumplimiento de los Artículos 5-24, 5-28 y 5-31 de la NTSyCS vigente.

c) Análisis de cumplimiento frente a contingencias de severidad tipo 9.

El análisis completo realizado en el EIST 2014, estableció que una contingencia de severidad 9 en

las barras de 220 kV en las SS/EE Nueva Zaldívar y Laberinto dejaban al SING en condición de

riesgo por problemas de subtensión, luego éstas son analizadas en los escenarios de interconexión




para los años 2018 (Topología 1) y 2021 (Topología 2), de manera de clarificar si cambian o no su

condición de riesgo.

Además, dado que las interconexiones no incorporan grandes cambios topológicos en el SING,

salvo en la zona sur-cordillera, el comportamiento del resto de las barras en 220 kV de las

subestaciones analizadas en el EIST 2014, no presentan cambios significativos (por ejemplo, barras

en las zonas norte y centro del SING), no obstante, en el presente documento, se adiciona el

análisis para las barras en 220 kV de otras dos subestaciones: Andes y Domeyko, por la gran

cantidad de paños de líneas de transmisión incidentes a ellas, y por encontrarse en una zona con

déficit de reactivos y cercanas a las zonas de interconexión SIC-SING y SING-SADI.




8.7. DEFINICIÓN DE LAS INSTALACIONES DE INTERÉS PARA LOS ANÁLISIS

a) Para el análisis de cortocircuito.

El estudio de cortocircuito se desarrolla sobre todas las barras en 220 kV del SING, y considera la

contribución de todos los paños incidentes a ellas, ya sean líneas de transmisión o

transformadores de poder.

Los resultados del cálculo de cortocircuito en cada una de las barras consideradas, se presentan en

el Anexo C, y los resultados de capacidad de ruptura de interruptores de poder y saturación de

transformadores de corriente se presentan en el Anexo D.

b) Para el análisis de comportamiento en régimen estático.

Se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de contingencias simples en

cada una de las líneas y transformadores del SING, energizados en 220 kV. Los resultados de

simulación se guardan en las planillas que conforman el Anexo E.

c) Para el análisis transitorio de cumplimiento frente a contingencias de severidad tipo 9.

Las secciones de barra de interés para el análisis transitorio de cumplimiento frente a

contingencias de severidad tipo 9 en línea con los objetivos del presente estudio, son:

S/E Nueza Zaldívar 220 kV : Barra 1 y Barra 2.

S/E Laberinto 220 kV : Barra A y Barra B.

S/E Andes 220 kV : Barra 1 y Barra 2.

S/E Domeyko : Barra 1 y Barra 2.

La totalidad de los resultados de simulación transitoria se pueden observar en el Anexo F, y la

topología y disposición física de las subestaciones analizadas se presentan en el Anexo G.




9. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO

9.1. GENERALIDADES

Los resultados obtenidos de cada análisis se presentan mediante tablas que contienen los

siguientes campos de interés:

Capacidad de interruptores de poder

S/E Nombre de la subestación.

Nombre del Paño Paño de línea, transformador o reactor, según corresponda.

Nomenclatura Interruptor 52 (según ANSI/IEEE) más una referencia adicional (según diseño).

Capacidad 52 Definido según el dato de placa del equipo, expresado en kA.

Estado 52 Definido según criterios presentados en la sección 9.2. Se utiliza la nomenclatura de colores y descripciones citadas en la Tabla 9.1.

Capacidad Disponible Holgura disponible, calculada en función de la capacidad nominal del equipo y de la corriente inicial simétrica máxima, expresada en %.

Límite de saturación en transformadores de corriente

S/E Nombre de la Subestación.

Nombre del Paño Paño de línea, transformador o reactor, según corresponda.

Razón de Transformación T/C Definido según diseño.

Clase de Precisión Definido según diseño.

Estado T/C Definido según criterios presentados en la sección 9.3. Se utiliza la nomenclatura de colores y descripciones citadas en la Tabla 9.1.

Capacidad Disponible Holgura disponible, calculada en función de la capacidad nominal del equipo y de la corriente inicial simétrica máxima, expresada en %.




Para facilitar la interpretación de los resultados expuestos a continuación, se utiliza una

nomenclatura de colores que represente el estado en el que se encuentra el equipo y la posible

acción que debiese ser tomada para minimizar sus efectos sobre la red frente a una eventual falla.

Estas definiciones se indican en la Tabla 9.1.

Tabla 9.1: Nomenclatura utilizada para el análisis de capacidades de interruptores de poder y análisis del

límite de saturación de transformadores de corriente.

Nomenclatura Estado Acciones

Normal El equipo cuenta con holgura suficiente.

Alerta El equipo cuenta con holgura limitada.

Crítico El equipo no cuenta con holgura suficiente.

9.2. ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INTERRUPTORES DE PODER

A través del cálculo de cortocircuitos en cada una de las subestaciones de 220 kV para los distintos

escenarios de operación definidos en la sección 8.5, se determina el estado de los interruptores de

poder existentes en el SING y en instalaciones adyacentes a la interconexión.

Es importante mencionar que de acuerdo con el Plan de Expansión del STT en curso, los paños de

la Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro serán adecuados para soportar 1000 MVA, capacidad que

finalmente debería quedar en 500 MVA tras su seccionamiento en la proyectada S/E Nueva

Crucero Encuentro, por ende, eventuales restricciones operacionales en dichas instalaciones,

distintas a las mencionadas, debiesen normalizarse una vez que las obras entren en servicio. Estas

obras se encuentran definidas en el DS 310/2013 y en el DS 201/2014.




Criterio de evaluación

El criterio para evaluar la capacidad de los interruptores de poder que se encuentran actualmente

en operación para cada instalación en 220 kV, se define en función de la capacidad de ruptura

nominal bajo el que fue diseñado, conforme a lo que indica el fabricante. Lo anterior se presenta

en la Tabla 9.2.

Para aquellos casos en que no fue posible determinar la capacidad de ruptura nominal definida

por el fabricante, el paño es identificado con la sigla S/I.

Tabla 9.2: Criterio para evaluar capacidad de ruptura de interruptores a partir de datos de placa.

Criterio Descripción Nomenclatura

Se entiende que el interruptor de poder se

encuentra en estado normal siempre que la

corriente , que circula por él, sea

igual o inferior a un 60% de la corriente de

ruptura indicada por el fabricante.


encuentra en estado alerta cuando la

corriente , que circula por él, se

encuentre en un rango del 60% al 90% de la

corriente de ruptura indicada por el

fabricante.


encuentra en estado crítico cuando la

corriente , que circula por él, es igual

o superior a un 90% la corriente de ruptura

indicada por el fabricante.

Donde:

: Corriente de cortocircuito simétrica inicial (

) máxima que circula por el

interruptor de poder en cada escenario de operación.

: Corriente de ruptura indicada por el fabricante del interruptor de poder.




9.2.1. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.1

Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en

220 kV a 71 subestaciones, considerando la topología proyectada al año 2018, parque generador

completo y sistema de transmisión enmallado, tanto en el SING como en el SIC y en el SADI

(conforme al criterio dispuesto en el Anexo Técnico N°1: Cálculo de nivel máximo de cortocircuito).

A continuación, se presentan los resultados generales para cada uno de los dos (2) criterios

definidos para el cálculo de cortocircuitos en la sección 8.8 del EIST 2014: Favorable y Normal. A

modo de resumen, el criterio Favorable representa el máximo nivel de cortocircuito que circula

por el paño bajo análisis, esto es, el cortocircuito en barra menos la contribución propia del paño,

y el criterio Normal representa simplemente el cortocircuito en barra.

Figura 9.1: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2018, escenario 1.1.

No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22

paños, los que han sido designados como “S/I”, y se encuentran identificados en el Anexo A del

presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 5 interruptores en estado

crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero.

237

80%

3311%

52%

227%

Capacidad de

InterruptoresCriterio Favorable

Año 2018 - Escenario 1.1

Normal Alerta Crítico S/I

22776%

4315%

52%

227%

Capacidad de

InterruptoresCriterio Normal






El detalle de todos los interruptores que presentan condición crítica, los cuales coinciden con

aquellos presentados en el EIST 2014, se presentan a continuación:

Tabla 9.3: Interruptores en condición crítica para el año 2018, escenario 1.1.

Es relevante mencionar que el reemplazo de estos 5 interruptores es requerido en la actualidad,

pues a la fecha ya ven sobrepasada su capacidad de ruptura nominal. Por tal motivo, se solicitará a

las empresas Coordinadas propietarias de dichas instalaciones, que presenten a este CDEC un Plan

de Reemplazo de dichos equipos, ya que actualmente no están cumpliendo el Artículo 3-3 literal c)

de la NTSyCS vigente.

Adicionalmente, los interruptores asociados a los paños J5, J6A y J6B de S/E Crucero, esto es, la

Línea Crucero-Lagunas Circuito N°1, Línea Crucero-Tocopilla Circuito 6A y Línea Crucero-Salar,

respectivamente, también presentan su capacidad de ruptura –de 16 kA– actualmente

sobrepasada, no obstante, estos paños serán transferidos a la proyectada S/E Nueva Crucero

Encuentro previo al año 2018 analizado, con el reemplazo de equipamiento primario tal que le

permita cumplir con el estándar de dicha S/E.

Sin perjuicio de lo anterior, se debe tener especial atención con los paños en comento hasta que

entre en servicio la nueva S/E, y éstos sean transferidos, por lo que se debe realizar un análisis en

detalle para analizar la operación de las protecciones de respaldo a estos interruptores en caso de

incapacidad para interrumpir la corriente de cortocircuito. Por tal motivo, se solicitará a las

empresas Coordinadas propietarias de dichas instalaciones, que presenten a este CDEC un Plan de

Normalización de dichos equipos, desde la actualidad hasta que entre en operación la nueva S/E

I'kss [kA] EstadoCapacidad

disponibleI'kss [kA] Estado

Capacidad

disponible

Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 22,679 3 -41,7% 24,337 3 -52,1%

Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 16,0 24,337 3 -52,1% 24,337 3 -52,1%

Crucero JRE Reactor 25,0 24,337 3 2,7% 24,337 3 2,7%

Crucero JR Acoplador 16,0 24,337 3 -52,1% 24,337 3 -52,1%

Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 21,024 3 -31,4% 21,751 3 -35,9%

(*) El interruptor del paño J5 Crucero-Lagunas C1, de 16 kA, también ve sobrepasada su capacidad de ruptura. Sin

embargo, este paño será transferido a la futura S/E Nueva Crucero-Encuentro.

Capacidad de interruptores de poder - Año 2018 - Escenario 1.1

Criterio NormalCriterio FavorableCap.

Ruptura

[kA]

InstalaciónPañoS/E




Nueva Crucero Encuentro, y en caso que no se puedan poner en implementación medidas que

mitiguen la condición actual de riesgo, será solicitado el reemplazo inmediato de dichos equipos.

9.2.2. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.2


220 kV a 71 subestaciones, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico

sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa entre el SING y el SIC nulas, aunque los

sistemas se encuentran galvánicamente interconectados.






25386%

176%

41%

227%

Capacidad de




25386%

176%

41%

227%

Capacidad de







Este escenario presenta un interruptor menos en estado crítico, en relación al escenario 1.1

analizado en la sección anterior: Crucero JRE, Reactor, con una capacidad de ruptura de 25 kA, sin

embargo, se deja manifiesto que este interruptor deberá ser reemplazado, al menos, antes del

año 2021.


9.2.3. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.3

Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kV, tanto existentes como

proyectados, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de

las ERNC y transferencia de potencia activa máxima desde el SING al SIC, esto es, 350 MW. No se

puede incrementar la transferencia hacia el SIC, ya que este escenario sólo contempla el despacho

de generadores convencionales, lo que unido a la exportación de 250 MW desde el SING al SADI,

deja estos 350 MW de remanencia para exportar al SIC. En caso de querer exportar más, se

deberían comenzar a despachar unidades con combustible diesel, situación que presenta una muy

baja probabilidad de ocurrencia por razones económicas.



Capacidad

disponible








S/E Paño Instalación

Cap.

Ruptura

[kA]

Criterio Favorable Criterio Normal











embargo, se deja manifiesto que este interruptor deberá ser reemplazado, de todas maneras,

antes del año 2021.

24483%

269%

41%

227%

Capacidad de




237

80%

33

11%

41%

228%

Capacidad de







Tabla 9.5: Interruptores en condición crítica para el año 2018, escenario 1.3

9.2.4. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.4



las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 1025 MW. No

se puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia

reactiva en el SING, particularmente en la zona sur-cordillera, aun cuando se sacan de servicio los

reactores de barra de la línea de interconexión en 500 kV. Al incrementar las transferencias desde

el SIC, se desplazan unidades generadoras convencionales del SING, por lo que la distribución de

potencia activa y reactiva comienza a acumularse en un solo punto del SING: S/E Los Changos.

Dado que este escenario posee una alta probabilidad de ocurrencia en escenarios de hidrología

húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se recomienda

realizar un análisis detallado de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las

transferencias SIC a SING, hasta 1500 MW, inicialmente.



Capacidad

disponible









Cap.

Ruptura

[kA]












embargo, este interruptor deberá ser reemplazado antes del año 2021.


26590%

52%

41%

227%

Capacidad de




25887%

12

4%

41%

228%

Capacidad de






Capacidad

disponible









Cap.

Ruptura

[kA]





9.2.5. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.1


220 kV a 71 subestaciones, considerando la topología proyectada al año 2021, parque generador

completo y sistema de transmisión enmallado, tanto en el SING como en el SIC y en el SADI

(conforme al criterio dispuesto en el Anexo Técnico N°1: Cálculo de nivel máximo de cortocircuito).





crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero (9 interruptores).

235

79%

30

10%

103%

228%

Capacidad de




22676%

3913%

103%

228%

Capacidad de








En comparación al escenario símil del año 2018, escenario 1.1, se adicionan los siguientes 5 paños

con interruptores que ven sobrepasada su capacidad de ruptura para los niveles de cortocircuito al

2021, con despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias

de potencia activa nulas. Éstos son:

Crucero J8: Línea Crucero-El Abra.

Crucero J9: Línea Crucero-Radomiro Tomic.

Crucero J12: Línea Norgener-Crucero Circuito N°1.

Crucero J13: Línea Norgener-Crucero Circuito N°2.

Crucero JS: Seccionador.

9.2.6. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.2







Capacidad

disponible


Crucero J8 Línea Crucero - El Abra 31,5 31,614 3 -0,4% 31,614 3 -0,4%

Crucero J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 31,5 31,614 3 -0,4% 31,614 3 -0,4%

Crucero J12 Línea Norgener - Crucero C1 31,5 30,634 3 2,7% 31,614 3 -0,4%

Crucero J13 Línea Norgener - Crucero C2 31,5 30,634 3 2,7% 31,614 3 -0,4%


Crucero JRE Reactor 25,0 31,614 3 -26,5% 31,614 3 -26,5%


Crucero JS Seccionador 31,5 31,614 3 -0,4% 31,614 3 -0,4%




Cap.

Ruptura

[kA]










235

79%

3111%

8

3%

227%

Capacidad de




22676%

3813%

103%

228%

Capacidad de








9.2.7. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.3











Capacidad

disponible


Crucero J8 Línea Crucero - El Abra 31,5 29,169 3 7,4% 29,177 3 7,4%

Crucero J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 31,5 29,171 3 7,4% 29,177 3 7,4%

Crucero J12 Línea Norgener - Crucero C1 31,5 28,188 2 10,5% 29,177 3 7,4%





Crucero JS Seccionador 31,5 29,177 3 7,4% 29,177 3 7,4%




Cap.

Ruptura

[kA]










235

79%

2910%

103%

228%

Capacidad de




22676%

3813%

103%

228%

Capacidad de








9.2.8. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.4



las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 850 MW. No se

puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia






húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se recomienda

realizar un análisis de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las transferencias

SIC a SING, hasta 1500 MW, inicialmente.



Capacidad

disponible


Crucero J8 Línea Crucero - El Abra 31,5 29,812 3 5,4% 29,812 3 5,4%

Crucero J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 31,5 29,812 3 5,4% 29,812 3 5,4%






Crucero JS Seccionador 31,5 29,812 3 5,4% 29,812 3 5,4%




Cap.

Ruptura

[kA]











239

81%

3010%

52%

227%

Capacidad de




23078%

3913%

52%

227%

Capacidad de






Capacidad

disponible








Cap.

Ruptura

[kA]





Este escenario presenta 5 interruptores menos en estado crítico, en relación al escenario 2.1, lo

que se explica por la baja cantidad de máquinas convencionales despachadas en el SING para un

escenario de alta transferencia en dirección SIC a SING.

9.3. ANÁLISIS DE SATURACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

A través del cálculo de cortocircuitos en cada una de las subestaciones de 220 kV para los distintos

escenarios de operación definidos en la sección 8.5, se determina el límite de saturación de los

transformadores de corriente existentes en el SING e instalaciones adyacentes a la interconexión.

Criterio de evaluación

La exactitud de medición en los T/C depende principalmente de la sección transversal, tipo de

núcleo, y del número de vueltas del devanado secundario del transformador, los que repercuten

de forma directa sobre los flujos magnéticos que circulan a través de él, por lo tanto, el error de

medición en el T/C se incrementa si se satura el material ferromagnético que lo compone.

En virtud de lo anterior, la determinación de la saturación de los T/C adquiere una gran relevancia

al momento de garantizar la correcta actuación de los relés en los sistemas de protecciones y, de

esta manera, mantener una alta confiabilidad en el sistema de transmisión.

Para evaluar esta situación, se determina el Burden Total Máximo de cada T/C, en función de su

burden nominal y de la máxima corriente de cortocircuito que circule a través de él, utilizando las

relaciones del Factor Límite de Precisión (ALF: Accuracy Limit Factor).

Dentro de sus especificaciones técnicas, los transformadores de corriente detallan el valor del

factor límite de precisión (ALF) a burden nominal y la clase de precisión que poseen. Este factor de

precisión define la magnitud de la corriente máxima a la que el transformador de corriente cumple

con la precisión especificada. Si el transformador de corriente es sometido a un cortocircuito que

supere el umbral definido por el ALF, la corriente secundaria del T/C se mide con distorsión, lo que

puede conllevar a un error en la medición de la corriente de cortocircuito por los sistemas de

protección asociados.




Los análisis se realizan de acuerdo a lo indicado por la norma IEC 60044, o bien bajo ANSI/IEEE

C57.13, dependiendo del estándar de diseño con que hayan sido fabricados los transformadores

bajo análisis.

Factor límite de precisión real (ALF’) para burden distinto al nominal

Para calcular el factor límite de precisión real (ALF’) en función de un burden de servicio distinto al

nominal, tanto para T/C construidos bajo Estándar IEC60044-1 (Clase P) y Estándar ANSI/IEEE

C57.13 (Clase C), se utiliza la siguiente expresión:

Donde:

ALF’ : Límite de precisión real del transformador de a burden operativo.

: Límite de precisión nominal del transformador de corriente a burden nominal.

: Burden interno del secundario del T/C, expresado en [VA].

: Burden total conectado al T/C, expresado en [VA].

: Burden nominal del T/C, expresado en [VA].

Factor límite de precisión real (ALF’) para dimensionamiento en función de la corriente de

cortocircuito.

Se puede calcular el ALF’ en función de la corriente de cortocircuito circulante por el equipo, de la

corriente nominal del devanado primario y de un factor de sobredimensionamiento, de acuerdo a

la siguiente relación:

Donde:

: Corresponde al factor de sobredimensionamiento del T/C.

: Máxima corriente de cortocircuito a la que está expuesto el T/C en [kA].

: Corriente nominal primaria del T/C en [kA].




Obtención del Burden Total Máximo.

A partir de las expresiones definidas anteriormente, se define el Burden Total Máximo en [VA] que

puede ser conectado al T/C de acuerdo al máximo nivel de cortocircuito al que está sometido en

cada escenario de operación:

Finalmente, para evaluar el estado de cada instalación, se realiza una comparación entre el Burden

Total Máximo determinado con la ecuación anterior, y el Burden Real conectado, o de servicio. El

Burden Real conectado se calcula a través de la siguiente expresión:

El Burden Cable presenta la siguiente expresión:

Donde:

: Resistividad del cobre.

: Longitud del cable en [m]. Su forma de estimación se indica con mayor detalle en

la sección 9.1.2 del EIST 2014.

: Área del conductor en [mm2]. Su forma de estimación se indica con mayor detalle

en la sección 9.1.2 del EIST 2014.

: Corriente nominal primaria del T/C en [A].

En caso que se requiera conocer los valores considerados para el Burden Protección y el Burden

Interno, éstos fueron definidos en la sección 9.1.2 del EIST 2014.




Criterio utilizado para el Análisis.

El criterio para evaluar el límite de saturación de los transformadores de corriente que se

encuentran actualmente en operación para cada instalación en 220 kV, se define en función de la

comparación entre el Burden Total Máximo (BTM) del T/C y el Burden Real calculado (BR), y se

presenta en la Tabla 9.11.

Para aquellos casos en que no fue posible obtener datos de los TT/CC existentes, el paño se

identifica con la sigla S/I.

Tabla 9.11: Criterio para evaluar el límite de saturación de los transformadores de corriente.

Criterio Descripción Nomenclatura

Se entiende que el transformador de

corriente se encuentra en estado normal

siempre que el Burden Real ( ) sea igual o

inferior al 60% de Burden Total Máximo

( ).


corriente se encuentra en estado alerta

cuando el Burden Real ( se encuentre en

un rango ubicado entre el 60% y el 90% del

Burden Total Máximo ( ).


corriente se encuentra en estado crítico

cuando el Burden Real ( ) es igual o

superior a un 90% del Burden Total Máximo

( ).

Es relevante mencionar que una operación saturada de los TT/CC destinados a medir corrientes de

cortocircuito con fines de protección, puede ocasionar descoordinaciones y operaciones erróneas

de los sistemas de protección por no poder medir correcta y efectivamente la corriente de falla

que circula por el equipo de medición.




9.3.1. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.2





Figura 9.9: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2018, escenario 1.2.

De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 60 de ellos

presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2018, con despacho de

generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias de potencia activa nulas.

El listado se presenta en las siguientes tablas:

19565%

103%

6020%

3712%

Capacidad de Burden

ConectadoCriterio Normal



19265%

19

6%

4716%

3713%

Capacidad de Burden

ConectadoCriterio Favorable






Tabla 9.12: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2018, escenario 1.2.

I'kss [kA]BTM

[VA]Estado I'kss [kA]

BTM

[VA]Estado

Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,113 15,03 3 3,113 15,03 3

Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 7,527 14,39 2 8,240 12,89 3


Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 8,240 4,94 3 8,240 4,94 3

Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 8,240 -0,68 3 8,240 -0,68 3

Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 10,53 6,540 7,51 3 6,789 7,05 3

Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kV 5,32 6,587 1,45 3 6,587 1,45 3

Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 19,759 20,50 3 21,045 18,88 3

Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 21,038 6,45 3 21,045 6,44 3

Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 21,039 6,44 3 21,045 6,44 3

Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 20,003 20,18 3 21,045 18,88 3


Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 19,00 21,045 -4,44 3 21,045 -4,44 3

Crucero JRE Reactor 19,00 21,045 -4,82 3 21,045 -4,82 3

SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kV 5,59 10,728 4,55 3 10,728 4,55 3

El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 14,782 2,86 3 14,782 2,86 3

Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 18,509 14,68 3 23,951 10,66 3


Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 22,815 2,74 3 23,951 2,47 3

Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 23,776 8,01 3 23,951 7,93 3

Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 23,775 8,01 3 23,951 7,93 3

Encuentro JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 16,01 23,951 -0,27 3 23,951 -0,27 3

Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 23,947 10,58 3 23,951 10,58 3

Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 23,948 15,87 3 23,951 15,86 3


Encuentro JS Seccionador 16,01 23,951 -0,27 3 23,951 -0,27 3

El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kV N°1 8,38 7,039 3,15 3 7,039 3,15 3


El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,181 14,16 1 7,039 7,80 3

Saturación de transformadores de corriente - Año 2018 - Escenario 1.2 (Parte 1 de 2)

S/E Paño Instalación BR [VA]





9.3.2. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.3







I'kss [kA]BTM


BTM

[VA]Estado

Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 9,71 9,320 0,51 3 9,320 0,51 3


Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,491 2,70 3 11,491 2,70 3

Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 5,974 27,74 1 10,381 14,10 3

Escondida JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 14,59 10,381 9,70 3 10,381 9,70 3

Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,381 -2,85 3 10,381 -2,85 3


Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kV N°3 11,58 11,203 5,69 3 11,203 5,69 3

Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N°1 1,30 22,541 1,36 3 22,604 1,34 3

Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejil lones 15,43 20,075 20,08 2 23,535 16,25 3

Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,324 17,46 2 23,535 16,25 3

Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 22,188 17,60 2 23,535 16,25 3

Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 15,43 23,317 16,46 3 23,535 16,25 3

Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 23,535 -0,44 3 23,535 -0,44 3

Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 21,802 18,02 2 23,535 16,25 3


Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 20,779 19,20 2 23,535 16,25 3

Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,386 18,49 2 23,535 16,25 3

Mejil lones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 9,85 20,355 6,86 3 20,958 6,49 3

Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,443 17,21 1 9,302 5,92 3

Coloso JT1 Transformador 220/13.8 kV N°1 6,58 9,302 6,68 3 9,302 6,68 3


O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 17,974 6,28 3 17,974 6,28 3

Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kV 12,50 7,371 7,32 3 7,371 7,32 3

Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,360 8,52 3 11,360 8,52 3

Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,202 11,23 2 11,360 8,52 3

Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,293 -7,44 3 21,293 -7,44 3

Bombeo N°2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 9,634 -1,24 3 9,634 -1,24 3



Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,425 1,77 3 8,425 1,77 3

Criterio Normal



Criterio Favorable









generadores convencionales e interconexión SIC-SING con máximas transferencias de potencia

desde el SING al SIC. Se observan unas leves diferencias entre los escenarios 1.2 y 1.3,

específicamente para el criterio favorable: el escenario 1.3 presenta 3 interruptores más en estado

de emergencia que el escenario 1.2. Sin embargo, a nivel de criterio normal, ambos escenarios son

totalmente coincidentes.

El listado de transformadores de corriente en estado crítico para el criterio normal de

cortocircuitos se presenta en las siguientes tablas:

19464%

114%

6020%

3712%

Capacidad de Burden




19265%16

5%

50

17%

3713%

Capacidad de Burden








I'kss [kA]BTM


BTM

[VA]Estado





Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 8,570 -0,73 3 8,570 -0,73 3










































9.3.3. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.4



las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 1025 MW. No

se puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia






húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se deberá realizar

un análisis detallado del control de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las


I'kss [kA]BTM


BTM

[VA]Estado































desde el SIC al SING. Este escenario redunda en niveles de cortocircuito inferiores a los otros dos

escenarios analizados al 2018, debido al menor despacho de unidades generadoras del SING.


cortocircuitos se presenta en las siguientes tablas:

196

66%

258%

37

13%

3713%

Capacidad de Burden




198

66%

248%

4314%

3712%

Capacidad de Burden








I'kss [kA]BTM


BTM

[VA]Estado





Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 7,823 -0,61 3 7,823 -0,61 3














Encuentro JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 16,01 20,996 0,12 3 20,996 0,12 3


Encuentro JS Seccionador 16,01 20,996 0,12 3 20,996 0,12 3












Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 19,217 0,81 3 19,217 0,81 3











Saturación de transformadores de corriente - Año 2018 - Escenario 1.4






9.3.4. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.2








generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias de potencia activa nulas.

El listado se presenta en las siguientes tablas:

18763%

17

6%

55

19%

3712%

Capacidad de Burden




18662%

155%

6421%

3712%

Capacidad de Burden








I'kss [kA]BTM


BTM

[VA]Estado





Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 9,201 -0,81 3 9,201 -0,81 3












Collahuasi JQB Línea Collahuasi-Quebrada Blanca 21,78 5,852 24,01 3 6,239 21,97 3




Encuentro J6 Línea Encuentro-Miraje C2 16,01 32,090 17,40 3 33,636 16,46 3





Encuentro J10 Línea Encuentro-Spence 16,01 33,632 16,63 3 33,636 16,63 3





















En comparación al escenario símil del año 2018, escenario 1.2, se adicionan los siguientes 4 paños

con transformadores de corriente saturados para los niveles de cortocircuito al 2021, con

despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias de potencia

activa nulas. Éstos son:

Collahuasi JBQ: Línea Collahuasi-Quebrada Blanca.

Encuentro J6: Línea Encuentro-Miraje Circuito N°2 (actual Encuentro-Atacama C2).

Encuentro J7: Línea Encuentro-Miraje Circuito N°1 (actual Encuentro-Atacama C1).

Encuentro J10: Línea Encuentro-Spence.

I'kss [kA]BTM


BTM

[VA]Estado































9.3.5. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.3










18663%

186%

55

19%

3712%

Capacidad de Burden




18662%

155%

6421%

3712%

Capacidad de Burden








I'kss [kA]BTM


BTM

[VA]Estado





Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 9,246 -0,82 3 9,246 -0,82 3





















Encuentro J10 Línea Encuentro-Spence 16,01 34,169 16,10 3 34,173 16,09 3
























desde el SING al SIC. Se observa una muy leve diferencia entre los escenarios 2.2 y 2.3,

específicamente para el criterio favorable: el escenario 1.3 presenta un interruptor más en estado

de alerta que el escenario 1.2. Sin embargo, a nivel de criterio normal, ambos escenarios son

totalmente coincidentes.

9.3.6. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.4



las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 850 MW. No se

I'kss [kA]BTM


BTM

[VA]Estado































puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia






húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se deberá realizar

un análisis detallado del control de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las






desde el SIC al SING. Este escenario redunda en niveles de cortocircuito inferiores a los otros dos

escenarios analizados al 2018, debido al menor despacho de unidades generadoras del SING.

192

65%207%

4415%

3713%

Capacidad de Burden




19163%

155%

5920%

3712%

Capacidad de Burden








cortocircuitos se presenta en las siguientes 2 tablas:


I'kss [kA]BTM


BTM

[VA]Estado





Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 8,848 -0,77 3 8,848 -0,77 3






















I'kss [kA]BTM


BTM

[VA]Estado





Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 0,000 N/A 3 29,555 11,72 3

Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 0,000 N/A 3 29,555 11,72 3













Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N°1 1,30 0,000 N/A 3 26,882 0,65 3





















Criterio Normal


Criterio Favorable





9.4. RESUMEN DE CC EN BARRAS DEL SING

A continuación, se presentan un resumen de los niveles de cortocircuito obtenidos para los

diferentes escenarios evaluados.

Tabla 9.18: Resumen de resultados obtenidos del análisis de cortocircuito sobre 220 kV, año 2018.

Subestación Esc 1.1 Esc 1.2 Esc 1.3 Esc 1.4

Andes 220 10,867 10,616 10,715 10,305

Angamos 220 26,853 22,604 23,685 20,810

Antucoya 220 6,000 5,687 5,865 5,229

Atacama 220 21,088 16,361 20,660 11,496

Calama 220 7,799 6,358 6,400 6,118

Chacaya 220 24,485 23,535 23,814 19,217

Chimborazo 220 7,919 7,919 7,919 7,919

Chuquicamata 220 8,880 7,262 7,318 6,947

Cochrane 220 13,151 12,940 12,991 12,714

Collahuasi 220 6,457 5,485 5,586 5,272

Coloso 220 10,415 9,302 9,664 8,461

Cóndores 220 3,190 2,816 2,839 2,785

Crucero 220 24,337 21,045 21,598 18,855

Domeyko 220 12,066 11,360 11,662 10,523

EB Sierra Gorda 220 14,772 13,162 13,710 12,376

El Abra 220 2,967 2,898 2,914 2,828

El Cobre 220 18,091 16,614 17,077 14,945

El Tesoro 220 7,417 7,039 7,122 6,705

Encuentro 220 27,471 23,951 24,723 20,996

Enlace 220 1,175 1,173 1,174 1,163

Escondida 220 10,950 10,381 10,623 9,697

Escondida Bombeo #2 220 10,363 9,634 9,970 8,820



Escondida Palestina 220 8,971 8,425 8,658 7,834

Esmeralda 220 3,876 3,601 3,847 3,219

Esperanza 220 8,023 7,569 7,664 7,191

Farellón 220 8,269 8,269 8,269 8,269

Fortuna 220 9,771 9,320 9,467 8,783

Gaby 220 4,232 4,147 4,175 4,035

Kapatur 220 31,767 24,318 26,547 21,426

Kelar 220 24,381 20,386 21,699 16,928

La Cruz 220 18,315 13,130 13,436 11,880

Laberinto 220 19,359 17,661 18,200 15,821

Laguna Seca 220 8,147 7,820 7,961 7,415

Lagunas 220 9,837 8,240 8,570 7,823

Niveles de cortocircuito en barras del SING [kA] - Año 2018 (Parte 1 de 2)





Lomas Bayas 220 12,184 11,491 11,715 10,684

Los Changos 220 31,144 23,726 25,995 21,146

Los Changos 500 9,789 7,317 8,625 7,833

Mantos Blancos 220 8,025 7,371 7,432 6,874

María Elena 220 17,535 15,030 15,480 13,323

Mejillones 220 21,751 20,958 21,191 17,494

Miraje 220 19,165 16,571 17,457 13,999

MMH 220 3,811 3,698 3,726 3,578

MolyCop 220 22,067 21,293 21,520 17,693

Norgener 220 9,439 8,815 8,910 8,400

Nueva Crucero-Encuentro 220 26,884 23,444 24,146 20,721


Nueva Victoria 220 7,479 6,587 6,778 6,311

Nueva Zaldivar 220 12,582 11,875 12,167 11,030

OGP1 220 9,295 8,882 9,058 8,377

O'Higgins 220 20,884 17,974 19,388 15,073

Óxidos 220 11,636 10,978 11,260 10,195

Parinacota 220 1,839 1,352 1,355 1,346

Pozo Almonte 220 3,669 3,113 3,346 3,063

Puri 220 6,781 6,781 6,781 6,781

Quebrada Blanca 220 4,645 3,954 4,006 3,842

Quillagua 220 7,966 6,515 6,591 6,309

Radomiro Tomic 220 3,546 3,448 3,470 3,350

Salar 220 9,072 7,529 7,589 7,195

Sierra Gorda 220 6,367 6,059 6,132 5,742

Spence 220 4,225 4,087 4,120 3,940

SQM El Loa 220 13,695 10,728 10,924 9,888

Sulfuros 220 11,885 11,203 11,494 10,393

Tap Off Barriles 220 10,666 8,371 8,467 7,954

Tap Off Capricornio 8,426 7,872 7,935 7,250

Tap Off El Loa 220 21,076 14,782 15,158 13,231

Tap Off Llanos 220 1,547 1,496 1,498 1,493

Tap Off Oeste 6,826 6,658 6,722 6,444

Tarapacá 220 7,524 6,789 6,903 6,640

Tocopilla 220 16,148 - - -

Zaldívar 220 12,512 11,811 12,101 10,975





Tabla 9.19: Resumen de resultados obtenidos del análisis de cortocircuito sobre 220 kV, año 2021.


Andes 220 11,195 11,086 11,094 10,827

Angamos 220 30,161 28,858 28,914 26,882

Antucoya 220 6,176 6,108 6,125 5,579

Atacama 220 21,236 20,959 20,995 12,085

Calama 220 8,209 7,583 7,924 6,659

Chacaya 220 24,540 24,029 24,055 23,306

Chimborazo 220 7,919 7,919 7,919 7,919

Chuquicamata 220 9,353 8,032 8,679 7,512

Cochrane 220 13,397 13,325 13,345 13,156

Collahuasi 220 6,621 6,239 6,261 6,063

Coloso 220 10,506 9,864 9,874 8,918

Cóndores 220 2,943 2,881 2,884 2,859

Crucero 220 31,614 29,177 29,812 25,868

Domeyko 220 12,132 11,852 11,870 11,070

EB Sierra Gorda 220 15,866 15,348 15,373 14,258

El Abra 220 3,053 3,028 3,035 2,975

El Cobre 220 18,264 17,554 17,616 16,347

El Tesoro 220 7,519 7,302 7,321 7,052

Encuentro 220 35,726 33,636 34,173 29,555

Enlace 220 11,527 11,289 11,349 9,607

Escondida 220 11,003 10,777 10,791 10,152




Escondida Palestina 220 9,023 8,790 8,798 8,180

Esmeralda 220 3,883 3,860 3,861 3,275

Esperanza 220 8,112 7,832 7,852 7,555

Farellón 220 8,269 8,269 8,269 8,269

Fortuna 220 9,820 9,613 9,631 9,235

Gaby 220 4,242 4,202 4,206 4,130

Kapatur 220 39,308 36,987 37,093 34,439

Kelar 220 27,398 25,931 26,001 36,409

La Cruz 220 21,863 16,049 16,238 14,743

Laberinto 220 19,557 18,750 18,820 17,357

Laguna Seca 220 8,177 8,049 8,057 7,682

Lagunas 220 9,995 9,201 9,246 8,848






Lomas Bayas 220 12,261 11,940 11,968 11,361

Los Changos 220 38,677 36,443 36,550 33,758

Los Changos 500 15,585 14,102 14,204 13,097

Mantos Blancos 220 8,034 7,486 7,493 7,325

María Elena 220 20,521 19,405 19,704 17,403

Mejillones 220 21,787 21,365 21,386 20,764

Miraje 220 22,178 21,105 21,387 17,662

MMH 220 3,944 3,904 3,915 3,808

MolyCop 220 22,111 21,696 21,716 21,107

Norgener 220 10,020 9,638 9,685 9,292



Nueva Victoria 220 7,615 7,193 7,221 6,969

Nueva Zaldivar 220 12,648 12,362 12,381 11,607

OGP1 220 9,333 9,170 9,180 8,714

O'Higgins 220 21,271 20,205 20,249 16,592

Óxidos 220 11,697 11,437 11,453 10,707

Parinacota 220 1,372 1,362 1,363 1,359

Pozo Almonte 220 3,713 3,216 3,221 3,180

Puri 220 6,781 6,781 6,781 6,781

Quebrada Blanca 220 4,725 4,538 4,549 4,449

Quillagua 220 7,073 6,935 6,956 6,776

Radomiro Tomic 220 3,669 3,633 3,644 3,557

Salar 220 9,518 8,575 9,050 7,833

Sierra Gorda 220 6,748 6,630 6,663 6,358

Spence 220 4,389 4,339 4,353 4,221

SQM El Loa 220 15,510 12,519 12,659 11,731

Sulfuros 220 11,949 11,678 11,695 10,925

Tap Off Barriles 220 11,511 9,205 9,254 8,854

Tap Off Capricornio 8,429 7,988 7,995 7,820

Tap Off El Loa 220 25,702 18,413 18,717 16,755

Tap Off Llanos 220 1,548 1,499 1,499 1,495

Tap Off Oeste 6,841 6,771 6,776 6,607

Tarapacá 220 7,444 7,113 7,126 7,003

Tocopilla 220 16,686 - - -

Zaldívar 220 12,576 12,293 12,312 11,546





10. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO

Se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de contingencias simples en

cada una de las líneas y transformadores del SING, energizados en 220 kV, para los distintos

escenarios de operación definidos en la sección 8.5.

Bajo este contexto, se presentan los resultados de los flujos de potencia para contingencia N-1,

considerando distintas condiciones de operación del enlace de interconexión entre el SING y el

SIC, tomando en cuenta además, el enlace de interconexión entre el SING y el SADI. Estos análisis

fueron desarrollados realizando contingencias simples en todas las líneas de 220 kV del SING, y en

los transformadores con relación 500/220 kV proyectados, los que se ubicarán en las

subestaciones Los Changos y Nueva Crucero Encuentro.

Para cada una de las contingencias, se analizan los resultados de tensión y grado de utilización de

elementos series del SING post-contingencia, detectando aquellas instalaciones que presenten

algún incumplimiento normativo tras la ocurrencia de cierta(s) contingencia(s), en particular, de

los Artículos 5-24, 5-28 y 5-31 de la NTSyCS vigente, referentes a los niveles de tensión en barras y

el nivel de carga en elementos series del sistema de transmisión, para la condición post-

contingencia simple, definida como “Estado de Alerta”.

10.1. RESULTADOS AÑO 2018 (TOPOLOGÍA 1)

A continuación se presentan los resultados obtenidos para los escenarios que consideran la

topología de los sistemas al año 2018.

En la Tabla 10.2, en la Tabla 10.3 y en la Tabla 10.4 se presentan los resultados de sobrecarga,

tanto para líneas de transmisión como para transformadores, obtenidos para cada escenario del

año 2018, esto es, escenarios 1.2 a 1.7. En ellas se presenta un resumen del nivel de carga de las

líneas de transmisión que ven sobrepasada su capacidad de transmisión en régimen permanente,

tras la ocurrencia de una contingencia simple, indicando además aquella contingencia de mayor

criticidad para cada instalación afectada.




Adicionalmente, es de interés mencionar que si bien se presentan líneas de transmisión con

condición de sobrecarga en condición de precontingencia, esta situación está explicada por la

capacidad de equipamiento secundario en la actualidad, siendo estos límites considerados en las

simulaciones del EIST 2015, y no la capacidad térmica propia de la línea. Por lo tanto, una

condición de sobrecarga precontingencia sobre estas instalaciones, no significa una condición

inadaptada de las líneas de transmisión ni le resta sentido al análisis estático-dinámico

desarrollado con fines técnicos de planificación. Bajo este contexto, en la Tabla 10.1 se presenta la

capacidad térmica de las líneas y su límite de transmisión actual.

Tabla 10.1: Líneas con limitación por equipamiento secundario que presentan sobrecarga precontingencia

en los años 2018 y 2021.

220 kV El Tesoro-Esperanza 770 224 Protecciones

220 kV Encuentro-El Tesoro 860 328 Protecciones

220 kV Crucero-Radomiro Tomic 1200 480 TC

220 kV El Cobre-Gaby 860 192 Protecciones

220 kV Encuentro-Spence 835 600 Protecciones

110 kV Cóndores-Tap Off Alto Hospicio 548 360 Protecciones

LíneaCapacidad

térmica [A]

Límite actual

[A]

Motivo

limitación




Tabla 10.2: Líneas de transmisión del SING en 220 kV con sobrecarga tras contingencia (Parte 1 de 2).

Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 141 202 60 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2

Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 132 175 43 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2

Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 130 132 1 Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi.C2

Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 102 125 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon

Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 100 124 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon

Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 99 123 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon

Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 70 122 52 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro


Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 92 115 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon

Línea 220 kV El Cobre-Gaby 112 114 3 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre

Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 90 114 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon

Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 89 113 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon

Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 130 131 1 Línea Encuentro-Cochrane #1











Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 91 179 87 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre

Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 97 159 62 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre

Línea 220 kV El Cobre-Esperanza Circuito 2 84 141 57 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1

Línea 220 kV El Cobre-Esperanza. Circuito 1 84 141 57 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2

Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 131 134 3 Línea 220 kV O'Higgins-Puri




Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 96 122 26 Línea220 kV O'Higgins-Farellon


Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 93 119 26 Línea220 kV O'Higgins-Farellon


Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 132 132 1 Línea 220 kV Domeyko-OGP1

Línea 220 kV El Cobre-Gaby 112 113 1 Línea 220 kV Domeyko-OGP1

Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 92 101 9 Línea 220 kV Domeyko-Laguna Seca

Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 92 101 9 Línea 220 kV Domeyko-Laguna Seca


Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 130 132 1 Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic










1.5 Con SADI 0

1.3

Con SADI + 334

Sin SADI + 674

1.4

Con SADI - 1025

Sin SADI - 1025

1.2 Con SADI 0

Transfencia de

Potencia SING-

SIC (MW)

Escenario

Incremento

grado de

carga (%)

Nivel de

Carga

Postcont. (%)

Nivel de

Carga

Precont. (%)

Líneas de Transmisión con sobrecarga Contingencia más crítica





Tabla 10.4: Transformadores de dos y tres devanados con lado de alta tensión de 220 kV con sobrecarga.


Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 57 122 66 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1






Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 88 104 17 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2


Línea 220 kV Atacama-O'Higgins C1 65 106 40 Línea 220 kV Atacama-O'Higgins C2

Línea 220 kV Atacama-O'Higgins C2 65 106 40 Línea 220 kV Atacama-O'Higgins C1

Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 108 194 85 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre

Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 110 170 60 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre



Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 132 134 1 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko








1.6 Con SADI

1.7 Con SADI - 873

+ 606

Transfencia de

Potencia SING-

SIC (MW)

Escenario

Incremento

grado de

carga (%)

Nivel de

Carga

Postcont. (%)

Nivel de

Carga

Precont. (%)

Líneas de Transmisión con sobrecarga Contingencia más crítica

Escondida B2 220/66 kV N°5 103 108 Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic

Escondida B2 220/66 kV N°6 103 108 Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic

Capricornio 220/110/13.8 kV 84 115 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones

Escondida B2 220/66 kV N°6 103 103 Línea 345 kV Central Salta-Andes






Escondida B2 220/66 kV N°5 105 110 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Escondida B2 220/66 kV N°6 105 110 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Escondida B2 220/66 kV N°5 103 104 Línea 220 kV Domeyko-OGP1

Escondida B2 220/66 kV N°6 103 104 Línea 220 kV Domeyko-OGP1

Escondida B2 220/66 kV N°5 103 106 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2

Escondida B2 220/66 kV N°6 103 106 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2


Escondida B2 220/66 kV N°5 103 106 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko




Los Changos T1 525/230 750 MVA 60 122 Los Changos T2 525/230 kV 750 MVA



1.6 Con SADI + 606

1.7 Con SADI - 873

1.4

Con SADI - 1025

Sin SADI - 1025

1.5 Con SADI 0

1.2 Con SADI 0

1.3

Con SADI + 334

Sin SADI + 674

Escenario

Transfencia de

Potencia SING-

SIC (MW)

Transformador

Nivel de

Carga

Precont. (%)

Nivel de

Carga

Postcont. (%)

Contingencia más Crítica




De acuerdo a lo indicado en la Tabla 10.2, en la Tabla 10.3 y en la Tabla 10.4, se destaca lo

siguiente:

Las sobrecargas que se evidencian en la Línea 1x220 kV El Tesoro-Esperanza y en la Línea

1x220 kV Encuentro-El Tesoro, tras la ocurrencia de contingencias en uno de los circuitos

de la Línea 2x220 kV El Cobre-Esperanza o en la Línea 1x220 kV Encuentro-El Tesoro, son

atribuibles al aumento de consumo de las faenas de las mineras Esperanza y El Tesoro, y

no a la interconexión SIC-SING-SADI. Situación similar ocurre con la sobrecarga sostenida

en la Línea 1x220 kV Crucero-Radomiro Tomic y en la Línea 1x220 kV El Cobre-Gaby.

Para todos los escenarios de operación analizados al año 2018 con interconexión SING-

SADI, exportando 250 MW desde el SING al SADI, la actual Línea 1x220 kV O’Higgins-

Domeyko ve sobrepasada su capacidad de conductor tras contingencias en el corredor

O’Higgins-Domeyko, destacándose la salida de servicio de la proyectada Línea 1x220 kV

O’Higgins-Farellón (actual Línea 1x220 kV Atacama-Domeyko que será seccionada en la

S/E O’Higgins como parte del proyecto EWS de MEL). Lo anterior está relacionado con el

aumento de demanda de MEL, unido a un incremento del grado de utilización de las líneas

de transmisión ubicadas entre la zona de O’Higgins y la alta cordillera (S/E Domeyko) por

la exportación de potencia hacia el SADI, teniendo en cuenta que se encuentran grandes

polos de generación en las SS/EE Chacaya, Kapatur (recibe generación de Kelar y Angamos)

y GasAtacama, las cuales utilizan las líneas ubicadas entre O’Higgins y Domeyko para llevar

su generación a la alta cordillera sur, donde se encuentra la interconexión con el SADI.

Esta situación se ve mermada cuando no se producen exportaciones hacia el SADI, no

obstante, el corredor ya se encuentra al borde de su capacidad nominal, por lo que

cualquier incremento de potencia deberá venir acompañado de nuevas obras de

transmisión.

Se observa una limitante natural en la máxima transferencia SIC-SING, explicada

principalmente por la capacidad de los autotransformadores 550/220 kV que se instalarán

en S/E Los Changos. Dado que cada autotransformador es de 750 MVA nominales, y al

2018 se instalarán sólo dos de estos equipos (de acuerdo a lo informado en las obras de




interconexión), el máximo intercambio entre el SING y el SIC estará sujeto a la salida de

servicio de uno de esos dos transformadores, alcanzando una transferencia máxima de los

750 MVA nominales del autotransformador más su capacidad de sobrecarga permanente.

Si esta capacidad de sobrecarga permanente se asume de 20%, la máxima transferencia

del enlace por concepto N-1 de transformación sería de 900 MVA.

Los transformadores de Escondida 220/66 kV N°5 y N°6 presentan leves sobrecargas tras

contingencias simples en ciertas líneas de transmisión, debido principalmente al

incremento de demanda de MEL. Esta situación es más severa frente a una contingencia

simple en la Línea 1x220 kV O’Higgins-Domeyko.

El transformador Capricornio 220/110/13.8 kV ve sobrepasada su capacidad nominal

frente a contingencias en la Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones, no obstante, esta

condición de sobrecarga se debe al incremento proyectado en los consumos de la zona

Mejillones y Antofagasta, situación que deberá venir acompañada de obras que permitan

adaptar el sistema. El presente estudio no ha contemplado Políticas de Operación

existentes en la actualidad, ya que podrían carecer de sentido en escenarios futuros, y el

objetivo del presente estudio es identificar situaciones subestándares con el sistema

operando naturalmente, en particular las redes de 220 kV.

En la Tabla 10.5 se presenta un resumen de las tensiones en barras del SING en 220 kV que

quedan bajo 0.93 pu tras la ocurrencia de cierta(s) contingencia(s).




Tabla 10.5: Nivel de tensión en barras del SING en 220 kV bajo 0.93 pu tras contingencia.

El Tesoro 220 0,964 0,912 Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic

Escondida Laguna Seca 220 0,957 0,921 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro

Esperanza 220 0,959 0,914 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro

El Tesoro 220 0,964 0,913 Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic

Escondida Laguna Seca 220 0,959 0,923 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro


El Tesoro 220 0,969 0,921 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro

Esperanza 220 0,966 0,923 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2

El Tesoro 220 0,956 0,922 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Puri 220 0,973 0,916 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon

Farellon 220 0,992 0,923 Línea 220 kV Farellon-Chimborazo

Chimborazo 220 0,965 0,921 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre

Gaby 220 0,969 0,925 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Escondida Bombeo 220 #4 0,963 0,923 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Nueva Zaldivar 220 kV B2 0,962 0,924 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Zaldívar 220 B1 0,962 0,923 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Domeyko 1 220 kV 0,957 0,916 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Domeyko 2 220 kV 0,957 0,916 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Sulfuros 220 0,957 0,917 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Escondida B1 220 kV 0,956 0,916 Línea 220 kV Farellon-Chimborazo

Escondida B2 220 kV 0,956 0,921 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

OGP1 220 B1 220 kV 0,955 0,915 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

OGP1 220 B2 220 kV 0,955 0,915 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Escondida Oxidos 220 0,957 0,916 Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza

Esperanza 220 0,951 0,903 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Escondida Laguna Seca 220 0,944 0,902 220 kV O'Higgins-Puri

Sin SADI - 1025





Farellon 220 0,981 0,923 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon

Puri 220 0,962 0,921 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Chimborazo 220 0,954 0,920 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

Escondida Bombeo 220 #4 0,952 0,923 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2

Zaldívar 220 B2 0,952 0,918 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

Domeyko 1 220 kV 0,947 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

Nueva Zaldivar 220 kV B1 0,952 0,919 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

Zaldívar 220 B1 0,952 0,918 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

Domeyko 2 220 kV 0,947 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

Nueva Zaldivar 220 kV B2 0,952 0,919 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

Escondida Oxidos 220 0,946 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

Sulfuros 220 0,947 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko


Escondida B2 220 kV 0,946 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

Escondida B1 220 kV 0,946 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

OGP1 220 B1 0,945 0,909 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

OGP1 220 B2 0,945 0,909 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

Gaby 220 0,959 0,916 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre


Escondida Laguna Seca 220 0,933 0,897 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko

1.6 Con SADI + 606

1.7 Con SADI - 873

1.4Con SADI - 1025

1.5 Con SADI 0

Se evidencias problemas de subtensión por falta de potencia reactiva en la zona sur-cordillera

1.2 Con SADI 0

1.3

Con SADI + 334

Sin SADI + 674

Escenario

Transfencia de

Potencia SING-

SIC (MW)

Barra

Nivel de

Tensión

Precont. (pu)

Nivel de

Tensión

Postcont. (pu)

Contingencia




De acuerdo a lo indicado en la Tabla 10.5, se destaca lo siguiente:

Las tensiones en las barras El Tesoro 220 kV y Esperanza 220 kV se encuentran bajo

0.93 pu tras la ocurrencia de una contingencia simple en la Línea 1x220 kV Encuentro-El

Tesoro, lo que se explica por el aumento de demanda de las faenas de las mineras

Esperanza y El Tesoro, y la falta de infraestructura en de obras de transmisión que adapten

estos incrementos en los consumos.

Para las sensibilidades sin interconexión SADI de los escenarios 1.3 y 1.4, se ha

considerado la Línea 1x345 kV Andes-Salta en servicio operando en vacío, por lo que se

inyectan cerca de 80 MVAr de potencia reactiva capacitiva a la zona sur-cordillera.

En los escenarios que presentan un SING excedentario de generación, esto es, con

transferencias desde el SING hacia el SIC (y hacia el SADI), los problemas de subtensión en

la zona sur-cordillera disminuyen debido al mayor número de máquinas convencionales

despachadas y que abastecen de forma directa a la zona sur-cordillera con capacidad de

realizar un mejor control de tensión en dicha zona. Sin perjuicio de lo anterior, este

problema comienza a incrementarse nuevamente toda vez que las centrales ERNC,

concentradas principalmente en la zona centro y norte del SING, desplacen generación

convencional, en particular, centrales que suministran potencia a la zona sur-cordillera,

por ejemplo: Kelar y GasAtacama, u otras conectadas a las subestaciones Angamos y

Chacaya.

En los escenarios que presentan un SING deficitario de generación, esto es, con

inyecciones de potencia desde el SIC hacia el SING, los montos máximos de transferencia

por el enlace SIC-SING se ven restringidos por el bajo nivel de tensión en barras de la zona

sur-cordillera del SING, por ejemplo: Escondida 220 kV, Nueva Zaldívar 220 kV, Domeyko

220 kV, OGP1 220 kV, etc. Estos bajos niveles de tensión se presentan frente a

contingencias en varias líneas de transmisión, destacándose contingencias en la Línea

1x220 kV O’Higgins-Domeyko y en la Línea 1x220 kV O’Higgins-Puri, debido a la falta de

potencia reactiva en la zona sur-cordillera y los altos niveles de demanda en esa misma




zona. Es importante mencionar, que para estos casos, los reactores en barra del enlace

SIC-SING 500 kV se encuentran desconectados.

10.2. RESULTADOS AÑO 2021 (TOPOLOGÍA 2)

A continuación, y de manera similar a lo expuesto en la sección 11.1 del presente documento, se

presentan los resultados obtenidos para los escenarios que consideran la topología de los sistemas

al año 2021.

En las Tablas 9.6, 9.7 y 9.8 se presentan los resultados de sobrecarga, tanto para líneas de

transmisión como para transformadores, obtenidos para cada escenario del año 2021, esto es,

escenarios 2.2 a 2.7. En ellas se presenta un resumen del nivel de carga de las líneas de

transmisión que ven sobrepasada su capacidad de transmisión en régimen permanente, tras la

ocurrencia de una contingencia simple, indicando además aquella contingencia de mayor criticidad

para cada instalación afectada.


Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2 78 164 86 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso

Línea 220 kV O'Higgins-Coloso 85 164 79 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2



Línea 220 kV Escondida B/S1-Escondida 31 110 80 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar











Incremento

grado de

carga (%)

Contingencia más críticaEscenario

Transfencia de

Potencia SING-

SIC (MW)

Líneas de Transmisión con sobrecarga

Nivel de

Carga

Precont. (%)

Nivel de

Carga

Postcont. (%)

Con SADI 0

2.3

Con SADI + 113

Sin SADI + 436

2.2









Línea 220 kV Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C2 63 124 61 Línea 220 kV Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C1




Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 94 118 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 92 116 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 91 115 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 84 107 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 82 106 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 81 104 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar 86 100 14 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Sulfuros














Línea 220 kV Domeyko-Escondida B/S1 26 109 83 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar

Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 74 100 26 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1








Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 143 177 34 Línea 220 kV Domeyko-Laguna Seca




Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 116 130 14 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1





Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar 73 99 26 Línea 220 kV Domeyko-Escondida








Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 107 134 27 Línea 220 kV O'Higgins-Puri












Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar 77 100 22 Línea 220 kV Domeyko-Escondida

Incremento

grado de

carga (%)

Contingencia más críticaEscenario

Transfencia de

Potencia SING-

SIC (MW)

Líneas de Transmisión con sobrecarga

Nivel de

Carga

Precont. (%)

Nivel de

Carga

Postcont. (%)

2.6 Con SADI + 292

2.7 Con SADI - 855

2.4 Sin SADI - 836

2.5 Con SADI 0




Tabla 10.8: Transformadores de dos y tres devanados con lado de alta tensión de 220 kV con sobrecarga.

De acuerdo a lo indicado en las Tablas 9.6, 9.7 y 9.8, se destaca lo siguiente:

Se evidencian los mismos problemas que fueron detectados en los escenarios asociados al

año 2018, esto es:

o Problemas de sobrecarga de ciertas líneas asociadas a consumos específicos, las

cuales estarían desadaptadas para abastecer los aumentos de demanda propios,

informados al año 2021 (Esperanza, El Tesoro, Radomiro Tomic, Gaby, etc.),

siempre y cuando estos incrementos en el consumo finalmente se lleven a cabo.

o Problemas de sobrecarga en el corredor O’Higgins-Domeyko frente a la salida de

servicio de una de las líneas que lo conforman, y de otras líneas presentes en la

zona sur-cordillera del SING. Lo anterior ocurre cuando se encuentra en

funcionamiento la interconexión SING-SADI, con flujos desde el SING hacia el SADI.

Al 2021, este problema se incrementa en relación a lo analizado en el año 2018, ya

que las sobrecargas se presentan aun cuando la interconexión con el SADI se

encuentra fuera de servicio, y está explicado principalmente por los incrementos

de demanda de MEL y de Minera Zaldívar.

Se evidencian sobrecargas en uno de los circuitos de la Línea 2x220 kV Encuentro-Nueva

Crucero Encuentro toda vez que el circuito paralelo sale de servicio. De esta forma, este

corredor no estaría cumpliendo criterio N-1 en transmisión cuando las transferencias por

el enlace SIC-SING van en dirección desde SIC hacia el SING. Así, las transferencias se

2.2 Con SADI 0 Capricornio 220/110/13.8 kV 97 132 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones

Con SADI + 113 Capricornio 220/110/13.8 kV 97 132 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones

Sin SADI + 436 Capricornio 220/110/13.8 kV 98 132 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones

2.4 Sin SADI - 836 Capricornio 220/110/13.8 kV 99 104 Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos

2.5 Con SADI 0 Capricornio 220/110/13.8 kV 98 136 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones

Cóndores 220/115/13.8 kV 51 141 Línea 220 kV Tarapacá-Cóndores


2.7 Con SADI - 855 Capricornio 220/110/13.8 kV 98 140 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones

Contingencia más Crítica

2.3

2.6 Con SADI + 292

Escenario

Transfencia de

Potencia SING-

SIC (MW)

Transformador

Nivel de

Carga

Precont. (%)

Nivel de

Carga

Postcont. (%)




verían limitadas por esta situación, por lo que se requieren realizar análisis específicos

orientados a reforzar el corredor en comento, o al desarrollo de esquemas contra

contingencias específicas en él.

En la Tabla 10.9 se presenta un resumen de las tensiones en barras del SING en 220 kV que

quedan bajo 0.93 pu tras la ocurrencia de cierta(s) contingencia(s).

Tabla 10.9: Nivel de tensión en barras del SING en 220 kV bajo 0.93 pu.


Escondida Laguna Seca 220 0,949 0,894 Línea 220 kV Encuentro-Spence



Escondida Laguna Seca 220 0,948 0,893 Línea 220 kV Encuentro-Spence


Zaldívar 220 B2 0,959 0,926 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar



Esperanza 220 0,947 0,906 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1

El Tesoro 220 0,952 0,914 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1

Laguna Seca 220 0,948 0,916 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1



Spence 220 0,942 0,918 Línea 220 kV Chacaya-El Cobre.C2

OGP1 220 B2 0,951 0,920 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1


Escondida B1 0,955 0,924 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1

Escondida B2 0,955 0,924 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1

Puri 220 0,967 0,924 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Escondida Oxidos 220 0,956 0,925 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1

Sulfuros 220 0,956 0,925 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1

Domeyko 1 0,956 0,927 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Domeyko 2 0,956 0,927 Línea 220 kV O'Higgins-Puri

Nueva Zaldivar 220 kV B2 0,959 0,928 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1

Nueva Zaldivar 220 kV B1 0,959 0,928 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1

Chimborazo 220 0,961 0,928 Línea 220 kV Farellon-Chimborazo



Escondida Laguna Seca 220 0,958 0,926 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2



2.6 Con SADI + 292 El Tesoro 220 0,969 0,913 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro

2.7 Con SADI - 855 Se evidencian problemas de subtensión por falta de potencia reactiva en la zona sur-cordillera

Contingencia

2.2 Con SADI 0

2.3

Con SADI + 113

2.5 Con SADI 0

Sin SADI - 8362.4

Sin SADI + 436

Escenario

Transfencia de

Potencia SING-

SIC (MW)

Barra

Nivel de

Tensión

Precont. (pu)

Nivel de

Tensión

Postcont. (pu)




De acuerdo a lo indicado en la Tabla 10.9, se destaca lo siguiente:

Se evidencian los mismos problemas que fueron detectados en los escenarios asociados al

año 2018, con el aumento propio de su criticidad al año 2021, explicado por el aumento

de demanda de los consumos proyectados a esta fecha, y los consecuentes incrementos

de requerimientos de potencia reactiva que ello conlleva.

Para escenarios que contemplan despacho de generadores ERNC al 30% de su máxima

capacidad, se evidencia una mayor cantidad de barras con problemas de subtensión

debido a dos situaciones:

o A mayor despacho de ERNC, menor cantidad de unidades generadoras

convencionales están despachadas en el SING, lo que disminuye el control de

reactivos propio de estas máquinas, y por ende, limita las transferencias de

potencia reactiva hacia las subestaciones ubicadas principalmente en la zona sur-

cordillera del SING.

o Los requerimientos de potencia activa y reactiva de los consumos de la zona sur-

cordillera se incrementan en relación a los escenarios del año 2018.




11. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A

CONTINGENCIA DE SEVERIDAD TIPO 9

Se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de una falla de severidad 9

en cada una de las barras en 220 kV de aquellas subestaciones que en el EIST 2014 presentaron

una condición de riesgo para el sistema tras la ocurrencia de una severidad 9, éstas son:

Subestación Nueva Zaldívar:

o Barra Principal 1

o Barra Principal 2

Subestación Laberinto:

o Barra Principal A

o Barra Principal B

A estas contingencias se agregan las barras en 220 kV de las subestaciones Andes y Domeyko para

los escenarios 1.2 y 2.2, con el fin de evidenciar el comportamiento del SING ante fallas cercanas al

punto de interconexión SING-SADI, a través de la Línea 345 kV Salta-Andes, y al punto de

interconexión SIC-SING, considerando además que dichas subestaciones se encuentran en una

zona deficitaria de potencia reactiva en el SING. Así, se adicionan las siguientes barras al análisis de

severidad 9.

Subestación Andes:

o Barra Principal 1

o Barra Principal 2

Subestación Domeyko:

o Barra Principal 1

o Barra Principal 2




Bajo este contexto, se verifica el cumplimiento del Artículo 3-24 de la NTSyCS vigente, relativo a

evitar la propagación de una contingencia de severidad 9 en barras de subestaciones,

considerando la utilización de Recursos Generales de Contingencias, indicando situaciones

relevantes en cada una de las siguientes variables monitoreadas:

Tensiones del sistema en barras de 220 kV.

Frecuencia de la red.

Estado de los consumos del sistema.

Ángulos rotóricos.

Para el caso de las centrales generadoras convencionales, se ha considerado la carta PQ modelada

en sus respectivas bases de datos Digsilent. El detalle relacionado con la configuración de los

paños de las subestaciones analizadas se presenta en el Anexo F del presente documento.

11.1. AÑO 2018

Los resultados se presentan para cada una de las barras sobre las cuales se realiza el cálculo de

severidad 9, considerado los escenarios 1.2, 1.4 y 1.6 (definidos en la sección 8.5 de este

documento), por ser los que se advirtieron como más probables de ocurrencia para el sistema.

Para los escenarios 1.2 y 2.2 se agregan contingencias en las barras Andes 220 kV y Domeyko

220 kV, con el objetivo de presentar los efectos dinámicos de la interconexión del SIC-SING-SADI,

evidenciando la evolución e interacción de las unidades generadoras de cada uno de los sistemas

frente a la ocurrencia de una contingencia de severidad 9.




11.1.1. SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6)

Una vez aclarada la contingencia de severidad 9 en cualquiera de las barras de 220 kV de la

subestación Nueva Zaldívar, la frecuencia permanece en 50 Hz, las unidades de generación

mantienen sincronismo y no se produce la desconexión de consumos.

Sin embargo, tal como se observa en la Figura 11.2, ante la ocurrencia de la citada contingencia en

la Barra 2 de S/E Nueva Zaldívar, la tensión de subestación Laguna Seca alcanza valores de estado

de emergencia por insuficiencia de los recursos de potencia reactiva en la zona sur-cordillera.

Cabe señalar que no se presentan resultados para los escenarios 1.4 (contingencia en Nueva

Zaldívar Barra 1) y 1.6 (contingencia en Nueva Zaldívar Barra 2), dado que dichas contingencias no

permiten una solución numérica factible, por la insuficiencia de reactivos en la zona sur-cordillera,

lo que conlleva los problemas de tensión descritos en el párrafo anterior.

Figura 11.1: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra

Principal 1 de subestación Nueva Zaldívar, escenario 1.2.




Figura 11.2: Tensión en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra


11.1.2. SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6)

Tras el despeje de una contingencia de severidad 9 en cualquiera de las barras de 220 kV de la

subestación Laberinto, la frecuencia se mantiene en 50 Hz y las unidades no pierden sincronismo.

Sin embargo, para contingencias en la Barra B de S/E Laberinto, la tensión de subestación Laguna

Seca queda fuera de los rangos permitidos por la NTSyCS, por insuficiencia de los recursos de

potencia reactiva en la zona sur-cordillera, lo que se puede observar en las Figura 11.4.

Cabe señalar que no se presentan resultados para el escenario 1.4 (contingencia en Laberinto

Barra B), dado que dicha contingencia no permite una solución numérica factible, por la gran

insuficiencia de reactivos en la zona sur-cordillera.





Principal B de subestación Laberinto, escenario 1.2.

Figura 11.4: Tensión en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra


60.0047.8035.6023.4011.20-1.000 [s]

1.20

0.90

0.60

0.30

0.00

-0.30

[p.u.]

Escondida Domeyko 220\Domeyko 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude


Escondida Laguna Seca 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Nueva Crucero-Encuentro 220 - B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Nueva Zaldivar 220 kV\Nueva Zaldivar 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude


Gas Atacama 220\C. Atacama 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Chacaya 220\Chacaya B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Single Busbar w ith Tie and Bypass\Encuentro 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Double Busbar\Lagunas 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Norgener 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Tarapacá 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Tocopilla220\Tocopilla 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Laberinto 220 kV\Laberinto 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude


Andes 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Andes 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude


8007 COBOS: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Los Changos 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Los Changos 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude

Norgener 220

-0.125 s 0.957 p.u.

59.527 s 0.883 p.u.

Tension SING

Date: 8/24/2015

Annex: /27

DIg

SIL

EN

T




11.1.3. SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 1.2)

De acuerdo a las exigencias de la NTSyCS, no se observan problemas de tensión en barras del

sistema de transmisión tras el despeje de la falla y ninguna unidad generadora pierde el

sincronismo.

La barra Laguna Seca 220 kV alcanza un valor mínimo de tensión de 0.932 pu, quedando en la

banda de estado de alerta tras la contingencia de severidad 9, lo que es permitido por la NTSyCS. A

su vez, se produce una disminución de 37 MW de carga para contingencias de severidad 9 en la

Barra Principal 1 de S/E Andes, correspondiente a consumos abastecidos desde S/E Tap Off Oeste.

La frecuencia se mantiene en un valor de 50 Hz.

Se observa una oscilación en los niveles de transferencia de potencia entre el SING y el SADI, en

dirección al SADI, con una amplitud que se encuentra entre los 240 MW y 330 MW. Lo anterior es

consistente con la separación angular que se observa en los extremos de la Línea 345 kV Salta-

Andes, los que varían entre los 18° y 23° aproximadamente. Esto se puede observar en la Figura

11.6 y en la Figura 11.7.

Figura 11.5: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra

Principal 1 de subestación Andes, escenario 1.2.

60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

52,00

51,20

50,40

49,60

48,80

48,00

[Hz]

Nueva Crucero-Encuentro 220 - B1: Electrical Frequency

Nueva Cardones 500\K1: Electrical Frequency

8007 COBOS: Electrical Frequency

-0.555 s50.000 Hz

59.541 s50.003 Hz

Frecuencia SING

Date: 8/4/2015

Annex: /26

DIg

SIL

EN

T




Figura 11.6: Potencia intercambio SIC-SING y SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la

Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario 1.2.

Figura 11.7: Variación angular entre los extremos de la línea SING-SADI, frente a una contingencia de

severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario 1.2.

40.0031.8023.6015.407.199-1.000 [s]

600.00

400.00

200.00

0.00

-200.00

-400.00

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Active Pow er/Terminal i in MW

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Reactive Pow er/Terminal i in Mvar

6.632 s-237.854 MW

13.321 s-252.185 MW 39.756 s

-274.963 MW

40.0031.8023.6015.407.199-1.000 [s]

90.00

60.00

30.00

0.00

-30.00

-60.00

Los Changos T1 525/230 750 MVA: Total Active Pow er/HV-Side in MW

Los Changos T2 525/230 750 MVA: Total Reactive Pow er/HV-Side in Mvar

Potencia interconexion

Date: 8/10/2015

Annex: /29

DIg

SIL

EN

T

39.99631.79723.59715.3987.1992-1.0000 [s]

60.00

50.00

40.00

30.00

20.00

10.00

[deg]

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Positive-Sequence-Voltage, Angle/Terminal i

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Positive-Sequence-Voltage, Angle/Terminal j

X = 3.215 s

19.920 deg

43.368 deg

X = 16.744 s

18.723 deg

40.271 deg

Angulos

Date: 8/10/2015

Annex: /31

DIg

SIL

EN

T




11.1.4. SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 1.2)

Una vez despejada la contingencia, se produce una desconexión de consumos en MEL, alcanzando

un valor de 271 MW para una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de 220 kV de S/E

Domeyko. Esta reducción de consumo provoca un incremento en las transferencias de energía

SING-SADI, en dirección SADI, de 178 MW (intercambio pre-contingencia de 250 MW).

Al estar interconectado el SING con el SADI, se observa una mejor respuesta del CPF, lo que se

traduce en una menor variación de la frecuencia, la que alcanza los 26 mHz para un rechazo de

carga de 271 MW en el SING.

La tensión de subestación Laguna Seca queda fuera de los rangos permitidos por la NTSyCS,

alcanzando valores de 0.913 pu, correspondiente a estado de emergencia. Finalmente, no se

observa pérdida de sincronismo de unidades de generación del SING.


Principal 1 de subestación Domeyko, escenario 1.2.

60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

52,00

51,20

50,40

49,60

48,80

48,00

[Hz]




-0.679 s50.000 Hz

59.753 s50.026 Hz

Frecuencia SING

Date: 8/4/2015

Annex: /26

DIg

SIL

EN

T





Barra Principal 1 de subestación Domeyko, escenario 1.2.

Figura 11.10: Tensión en barras del SING, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 2

de subestación Domeyko, escenario 1.2

60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

400,00

200,00

0,00

-200,00

-400,00

-600,00

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Active Pow er/Terminal i in MW

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Reactive Pow er/Terminal i in Mvar

-0.804 s44.175 Mvar

-0.804 s-253.757 MW

58.423 s192.716 Mvar

58.962 s-431.929 MW

60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00

-80,00

Los Changos T1 525/230 750 MVA: Total Active Pow er/HV-Side in MW

Los Changos T2 525/230 750 MVA: Total Reactive Pow er/HV-Side in Mvar

-0.804 s31.675 Mvar

-0.804 s 0.274 MW

58.966 s36.990 Mvar

58.873 s-19.474 MW

Potencia interconexion

Date: 8/4/2015

Annex: /29

DIg

SIL

EN

T

60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

1,20

0,90

0,60

0,30

0,00

-0,30

[p.u.]












Tarapacá 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude








-0.886 s 0.956 p.u.

58.003 s 0.913 p.u.

Tension SING

Date: 8/4/2015

Annex: /27

DIg

SIL

EN

T




11.2. AÑO 2021

Los resultados se presentan para cada una de las barras sobre las cuales se realiza el cálculo de

severidad 9, considerado los escenarios 2.2, 2.4 y 2.6, por ser los que se advierten con mayor

probabilidad de ocurrencia. Los resultados obtenidos se presentan a continuación.

11.2.1. SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6)

El valor de frecuencia obtenido una vez despejada la contingencia se mantiene en 50 Hz, y no se

observa pérdida de sincronismo en unidades generadoras, sin embargo, aquellas condiciones

detectadas en los escenarios 1.2 al 1.6 del año 2018, se vuelven más críticas al 2021. Luego, el

valor de tensión de las subestaciones Domeyko y Laguna Seca queda fuera del rango permitido por

la NTSyCS, alcanzando valores de hasta 0.71 pu. Esta situación se puede observar en la Figura

11.12.

Figura 11.12: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI frente a una contingencia de severidad 9 en Barra





Figura 11.13: Tensión en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en Barra


11.2.2. SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6)

De manera similar al caso anterior, las condiciones detectadas en los escenarios 1.2 al 1.6 del año

2018 se vuelven más críticas al año 2021, ya que si bien la frecuencia se mantiene dentro de las

exigencias de la NTSyCS y los generadores se mantienen en sincronismo, el valor de tensión de

subestaciones Domeyko y Laguna Seca quedan fuera del rango permitido por la NTSyCS,

alcanzando valores de hasta 0.74 pu. Esta situación se puede observar en la Figura 11.15.






Figura 11.15: Tensión en barras del SING, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal B

de subestación Laberinto, escenario 2.2.




Considerando los escenarios analizados, la condición de la zona sur-cordillera para los años 2018 y

2021 requiere aumentar los recursos de reactivos en dicha zona, situación que no puede ser

soslayada aun cuando exista operación interconectada del SING, tanto con el SIC como con el

SADI.

11.2.3. SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 2.2)

De manera similar al caso anterior, las condiciones detectadas en el escenario 1.2 del año 2018 se

vuelven más críticas. La tensión en barra Laguna Seca 220 kV queda fuera de los rangos permitidos

por la NTSyCS, alcanzando valores de 0.912 pu, correspondiente al estado de emergencia.

De la misma forma que en el escenario 1.2, se produce una disminución de 37 MW de carga

correspondiente a consumos abastecidos desde S/E Tap Off Oeste. La frecuencia se mantiene en

50 Hz y no se observa la pérdida de sincronismos en unidades generadoras.

Se observa una oscilación en las transferencias de potencia entre el SING y el SADI, en dirección al

SADI, comprendida entre 246 MW y 325 MW, lo que es consistente con la separación angular que

se observa entre los extremos de la Línea 345 kV Salta-Andes, los que varían entre los 18° y 26°.

Esto se puede observar en la Figura 11.17 a la Figura 11.19.





Principal 1 de subestación Andes, escenario 2.2.


Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario 2.2.

20,0015,8011,607,4003,200-1,000 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00

[Hz]




-0.747 s50.000 Hz

19.759 s50.000 Hz

CDEC-SIC Frecuencia SING

Date: 8/7/2015

Annex: /25

DIg

SIL

EN

T

20,0015,8011,607,4003,200-1,000 [s]

100,00

0,00

-100,00

-200,00

-300,00

-400,00

[MW]

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Active Pow er/Terminal i

Mejillones - Compensadora 500kV L2: Total Active Pow er/Terminal i

Mejillones - Cumbres 500kV L1: Total Active Pow er/Terminal i

-0.646 s-256.990 MW 19.950 s

-310.090 MW

20,0015,8011,607,4003,200-1,000 [s]

400,00

200,00

0,00

-200,00

-400,00

-600,00

[Mvar]

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Reactive Pow er/Terminal i

Mejillones - Compensadora 500kV L2: Total Reactive Pow er/Terminal i

Mejillones - Cumbres 500kV L1: Total Reactive Pow er/Terminal i

-0.758 s58.212 Mvar

19.530 s119.451 Mvar

-0.688 s-307.255 Mvar

19.196 s-316.335 Mvar

CDEC-SIC Potencia interconexion

Date: 8/7/2015

Annex: /28

DIg

SIL

EN

T





de subestación Andes, escenario 2.2.

Figura 11.19: Variación angular entre los extremos de la línea SING-SADI, frente a una contingencia de

severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario 2.2.

20,0015,8011,607,4003,200-1,000 [s]

1,200

0,900

0,600

0,300

-0,000

-0,300

[p.u.]






Nueva Cardones 500\K1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude













-0.533 s 0.948 p.u. 16.698 s

0.912 p.u.

CDEC-SIC Tension SING

Date: 8/7/2015

Annex: /26

DIg

SIL

EN

T

20,0015,8011,607,4003,200-1,000 [s]

60,00

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

[deg]

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Positive-Sequence-Voltage, Angle/Terminal i

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Positive-Sequence-Voltage, Angle/Terminal j

X = -0,500 s

16.691 deg

34.221 deg

X = 3,740 s

20.880 deg

47.280 deg

X = 18,631 s

19.411 deg

43.032 deg

CDEC-SIC Angulo Barras Salta-Andes

Date: 8/7/2015

Annex: /29

DIg

SIL

EN

T




11.2.4. SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 2.2).

De manera similar al caso anterior, las condiciones detectadas en el escenario 1.2 del año 2018 se

vuelven más críticas al año 2021. Se produce la desconexión de 383 MW de consumos en MEL,

para una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de la S/E Domeyko 220 kV. Esta

reducción de consumo provoca un incremento en las transferencias de energía de 228 MW en el

enlace de interconexión SING-SADI, en dirección hacia el SADI. El apoyo al CPF que brindan las

unidades generadoras del SADI al SING, se traduce en una disminución de la oscilación de

frecuencia, la que alcanza un valor máximo de 50.041 Hz.

La tensión de subestación Laguna Seca 220 kV queda fuera de los rangos permitidos por la NTSyCS,

alcanzando un valor de 0.830 pu. No se observa pérdida de sincronismo de las unidades de

generación del sistema.


Principal 1 de subestación Domeyko, escenario 2.2.

60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00

[Hz]




-0.646 s50.000 Hz 19.644 s

50.041 Hz

CDEC-SIC Frecuencia SING

Date: 8/7/2015

Annex: /25

DIg

SIL

EN

T





Barra Principal 1 de subestación Domeyko, escenario 2.2.

Figura 11.22: Potencia SING, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de

subestación Domeyko, escenario 2.2

60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

400,00

200,00

0,00

-200,00

-400,00

-600,00

[MW]

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Active Pow er/Terminal i

Mejillones - Compensadora 500kV L2: Total Active Pow er/Terminal i

Mejillones - Cumbres 500kV L1: Total Active Pow er/Terminal i

-0.618 s-0.574 MW

-0.800 s-256.993 MW

59.512 s21.915 MW

58.326 s-485.756 MW

60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

600,00

300,00

0,00

-300,00

-600,00

-900,00

[Mvar]

rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Reactive Pow er/Terminal i

Mejillones - Compensadora 500kV L2: Total Reactive Pow er/Terminal i

Mejillones - Cumbres 500kV L1: Total Reactive Pow er/Terminal i

-0.646 s58.212 Mvar

-0.575 s-307.257 Mvar

59.502 s343.977 Mvar

58.848 s-330.295 Mvar

CDEC-SIC Potencia interconexion

Date: 8/7/2015

Annex: /28

DIg

SIL

EN

T60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

4750,00

4500,00

4250,00

4000,00

3750,00

3500,00

[MW]

SING: Generation, Active Pow er

SING: General Load, Active Pow er

-0.843 s4497.500 MW

-0.646 s4026.493 MW

59.185 s4478.338 MW

59.296 s3642.764 MW

60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

2400,00

2000,00

1600,00

1200,00

800,00

400,00

[Mvar]

SING: Generation, Reactive Pow er

SING: General Load, Reactive Pow er

-0.618 s782.501 Mvar

59.049 s1199.586 Mvar

59.175 s707.396 Mvar

CDEC-SIC Potencia SING

Date: 8/7/2015

Annex: /27

DIg

SIL

EN

T





de subestación Domeyko, escenario 2.2

60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]

1,101

0,870

0,639

0,409

0,178

-0,052

[p.u.]






Nueva Cardones 500\K1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude













-0.688 s 0.956 p.u.

58.639 s 0.830 p.u.

CDEC-SIC Tension SING

Date: 8/7/2015

Annex: /26

DIg

SIL

EN

T




12. CONCLUSIONES

La mayor cantidad de interruptores del SING cuya capacidad de ruptura se encuentra

sobrepasada frente a los niveles de cortocircuito proyectados se encuentran en S/E

Crucero. En particular, existen actualmente 8 interruptores con capacidad de ruptura de

16 kA en condición crítica y de riesgo: 7 en S/E Crucero y 1 en S/E Mejillones (paño JT), los

cuales deberán ser reemplazados a la brevedad. Sin perjuicio de lo anterior, al año 2021

deberán reemplazarse todos los interruptores inferiores o iguales a 31,5 kA en S/E

Crucero, por interruptores de al menos 40 kA de capacidad de ruptura, no obstante, por la

evolución creciente de los niveles de cortocircuito en el sistema, se recomiendan equipos

de 50 kA de capacidad de ruptura.

Se evidencia una gran cantidad de TT/CC saturados frente a la corriente de cortocircuito

en el SING, principalmente en las SS/EE Crucero y Encuentro, cercano a 60 en el año 2018

y a 64 en el año 2021. Ante ello, cabe mencionar que una operación saturada de los TT/CC

destinados a medir corrientes de cortocircuito con fines de protección, puede ocasionar

descoordinaciones y operaciones erróneas de los sistemas de protección por no poder

medir correcta y efectivamente la corriente de falla que circula por el equipo de medición.

Aún existen datos técnicos de interruptores de poder y transformadores de corriente que

no han sido recibidos por el CDEC-SING, en particular 22 interruptores de poder y 37

TT/CC. Por tal motivo, se solicitarán estos datos a las empresas Coordinadas propietarias

de dichos equipos.

Para mitigar los problemas de suficiencia en el corredor O’Higgins-Domeyko como

producto del incremento de demanda en la zona sur-cordillera (específicamente SS/EE

Domeyko, Nueva Zaldívar, Andes, Escondida, OGP1, etc.), se recomienda evaluar la

ampliación del sistema de transmisión entre las SS/EE O’Higgins y Domeyko.




Este estudio detecta problemas importantes en los niveles de tensión de la zona sur-

cordillera por falta de potencia reactiva en ciertos escenarios de operación. Por tal motivo

se recomienda realizar posteriormente, un análisis dedicado a los requerimientos de

potencia reactiva para alcanzar los límites máximos de transferencia en el enlace SIC-SING

y en el enlace SING-SADI (exportando hacia el SADI y con la línea de interconexión fuera de

servicio).

Este estudio analiza escenarios con ERNC hasta un 30% de factor de planta, no obstante,

dados los resultados obtenidos, resulta necesario profundizar en los análisis y realizar

estudios de control de reactivos que consideren máxima inyección ERNC, ya que esta

situación puede desplazar un gran número de unidades de generación convencional en el

SING, con la consecuente pérdida de control de potencia reactiva propia de estas últimas.

Luego, se recomienda evaluar capacidad de controlar tensión, y por ende, potencia

reactiva, en el SING para situaciones que contemplen una fuerte presencia ERNC con un

alto factor de planta.

Finalmente, se recomienda complementar los análisis desarrollados en este documento

con estudios adicionales, los que serán definidos en el marco del Plan Estratégico de

Interconexión SIC-SING. Entre ellos se destacan:

o Análisis Dinámico de la Interconexión SIC-SING, y requerimientos de soporte de

reactivos.

o Análisis Modal de la Interconexión SIC-SING y SIC-SING-SADI.

o Estudio de la Resonancia Subsincrónica tras la Interconexión SIC-SING.

o Estudios de Sintonización de PSS.

o Estudios de Control de Tensión, en particular para la zona sur-cordillera del SING.

o Estudios de Control de Frecuencia.

o Estudio de EDAC.

o Otros.

estudio eist 2015 v1 - septiembre 2015

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