Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico Lalackama y ... · (SIC) a través de subestaciones en...

Estudios de Conexión Proyecto

Fotovoltaico Lalackama y

Proyecto Eólico Taltal

Preparado para:

Enel Green Power

Impacto Sistémico Estático

28 de Agosto de 2014

1

Estudios de Conexión PE Taltal y PF Lalackama

Estudio de Impacto Sistémico Estático

Agosto 2014 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile

Fono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl

VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN

SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A.

Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios

1 16-05-2014 Eric Sierra J. Pablo Castro N. Pedro Miquel D. –

2 03-06-2014 Eric Sierra J. Pablo Castro N. Pedro Miquel D.

Se incorporaron

comentarios de

EGP

Enel Green Power

Versión Fecha Revisó Aprobó Comentarios

3 05-06-2014 Rolando Castillo Paola Hartung

Se acogen

comentarios de

ENEL

4 09-06-2014 Rolando Castillo Paola Hartung

Se acoge la

segunda ronda de

comentarios de

ENEL

5 28-08-2014 CDEC-Transelec Paola Hartung

Se acogen

comentarios tanto

del CDEC-SIC como

de Transelec

mailto:[email protected]

http://www.systep.cl/

2





INDICE

1 Introducción ___________________________________________________ 4

1.1 Objetivos del estudio 4

2 Antecedentes _________________________________________________ 5

2.1 Descripción del sistema en estudio 5

2.1.1 Parque Eólico Taltal ________________________________________________________ 7

2.1.2 Parque Fotovoltaico Lalackama ____________________________________________ 8

2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes 10

2.2.1 Líneas de transmisión _____________________________________________________ 10

2.2.2 Unidades generadoras ____________________________________________________ 12

2.3 Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama 13

2.3.1 Generadores _____________________________________________________________ 13

2.3.2 Transformadores __________________________________________________________ 13

2.3.3 Líneas ____________________________________________________________________ 14

2.4 Parámetros y características del Parque Eólico Taltal 15

2.4.1 Generadores _____________________________________________________________ 15

2.4.2 Transformadores __________________________________________________________ 15

2.4.3 Líneas ____________________________________________________________________ 15

2.5 Proyectos de generación futuros 17

2.6 Requerimientos Normativos 18

2.6.1 Niveles de tensión dentro de banda normativa. ____________________________ 18

2.6.2 Suficiencia de capacidad de instalaciones de transmisión. _________________ 19

2.6.3 Factor de potencia _______________________________________________________ 20

2.7 Capacidad de potencia reactiva 21

2.7.1 Parque solar Lalackama __________________________________________________ 21

2.8 Parque Eólico Taltal 21

3 Consideraciones y escenarios de evaluación __________________ 22

3.1 Escenarios de evaluación 22

3.2 Demanda del sistema 22

3.3 Generación ERNC coincidente 23

3.4 Restricciones de transmisión 24

3.5 Despacho de centrales 25

3.6 EDAG/ERAG por contingencias específicas 27

3.7 Contingencias simuladas 29

3.7.1 Escenario 1A _____________________________________________________________ 29

3.7.2 Escenario 1B ______________________________________________________________ 29



3





3.7.3 Escenario 2 _______________________________________________________________ 30

3.7.4 Escenario 3 _______________________________________________________________ 30

4 Resultados del estudio de impacto sistémico ___________________ 32

4.1 Escenario 1a: demanda alta sin centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2, sistema

con sus actuales automatismos 32


4.1.2 Tensiones en barras del sistema ____________________________________________ 33

4.1.3 Transformadores de poder ________________________________________________ 34

4.2 Escenario 1b: demanda alta sin centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2, sistema

con ERAG/EDAG implementado en el corredor Pan de Azúcar - Nogales 35




4.3 Escenario 2: demanda alta, con una unidad de la central Taltal en servicio,

sistema con ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar - Nogales 40




4.4 Escenario 3: demanda alta con las dos unidades de la Central Taltal en

servicio, sistema con ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar - Nogales 45




5 Análisis de ERAG en PE Taltal y PFV Lalackama _________________ 50

5.1 Escenarios de pre-contingencia a evaluar 50

5.2 ERAG en PFV Lalackama 50

5.3 ERAG en PE Taltal 51

5.4 Contingencias para el Escenario 4 51

5.5 Resultados y análisis en régimen permanente 52

6 Conclusiones _________________________________________________ 54

ANEXO A : Flujos de potencia escenario 1 pre-contingencia __________ 57

ANEXO B : Flujos de potencia escenario 2 pre-contingencia __________ 62

ANEXO C :Flujos de potencia escenario 3 pre-contingencia ___________ 65

ANEXO D : Flujos de potencia ERAG PFV Lalackama y PE Taltal ________ 68



4





1 Introducción

Enel Green Power, en adelante “El Cliente” o “Enel”, se encuentra desarrollando dos

proyectos de generación ERNC, denominados “Parque Eólico Taltal “(PE Taltal) y

“Parque Fotovoltaico Lalackama” (PFV Lalackama), en adelante “los proyectos ERNC”,

ubicados en la comuna de Taltal de la provincia y región de Antofagasta.

Cada uno los proyectos ERNC serán conectados al Sistema Interconectado Central

(SIC) a través de subestaciones en derivación o Tap-off, sobre un circuito de la línea

Paposo – Diego de Almagro 2x220 kV de propiedad de Transelec. El PFV Lalackama

tendrá una capacidad máxima de 55 MW y se conectará al circuito 1 de la línea

Paposo – Diego de Almagro 220 kV. En tanto que, el PE Eólico Taltal tendrá una

capacidad máxima de 99 MW y se conectará en el circuito 2 de la misma línea. Ambos

parques se ubicarán aproximadamente a 20 km de la subestación Paposo.

En este contexto, El Cliente solicitó a Systep Ingeniería y Diseños S.A., en adelante Systep,

el desarrollo de los estudios eléctricos conducentes a la obtener la aprobación de

conexión por parte del CDEC-SIC, para los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. El

conjunto de estudios requeridos para tal efecto son los siguientes:

Cálculo de niveles de cortocircuito y verificación de capacidad de ruptura

Estudio de impacto sistémico estático

Estudio de impacto sistémico dinámico

Estudio de coordinación de protecciones

El presente informe corresponde al estudio de impacto sistémico estático, cuyo objetivo

principal es determinar el efecto que produce la conexión de los proyectos PE Taltal y

PFV Lalackama sobre las redes del SIC en régimen permanente, y verificar el

cumplimiento de los estándares y límites operacionales estipulados en la normativa

vigente.

1.1 Objetivos del estudio

El objetivo principal del estudio sistémico estático es evaluar el impacto en régimen

permanente que produce la conexión de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama en las

redes del SIC, verificando que el diseño y la futura operación de las centrales cumplan

con los requerimientos que exige la norma técnica de seguridad y calidad de servicio

(NTSyCS).

Los objetivos específicos del estudio son los siguientes:

Verificar el cumplimiento de los requerimientos normativos de potencia reactiva que

se les exige a los parques solares y eólicos.

Evaluar la suficiencia de capacidad de las instalaciones existentes en el norte del

SIC para soportar las nuevas condiciones de operación debido a la puesta en

servicio de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama.

Evaluar el impacto sobre las magnitudes de las tensiones en barras en el norte del

SIC, debido a la conexión de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama.



5





2 Antecedentes

El presente estudio considera la modelación del sistema eléctrico del SIC representado

en la base de datos DigSILENT actualizada al mes de marzo de 2014 por el CDEC-SIC,

junto con la actualización de instalaciones de generación. A continuación se señalan

cada uno de los antecedentes utilizados en el estudio.

2.1 Descripción del sistema en estudio

El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las

subestaciones (SS/EE) Paposo 220 kV y Quillota 220 kV, junto con la conexión de los

proyectos ERNC Parque Eólico Taltal y Parque Fotovoltaico Lalackama. En la Figura 2-1

se presenta un plano geo referenciado del sistema norte del SIC entre las SS/EE Paposo y

Diego de Almagro, junto a los proyectos ERNC.

Figura 2-1: Ubicación geográfica de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama.

En la Figura 2-2 se ilustra las redes y la topología del sistema en estudio, que incluye

proyectos de generación futura (destacados en rojo), El PE Taltal y el PFV Lalackama y

las unidades generadoras existentes más relevantes para los fines que persigue el

presente estudio.



6





SE Maitencillo 220 kV

Central Guacolda

~ 150 MW c/u

SE Guacolda

220 kV

SE Punta Colorada 220 kV

SE Pan de Azúcar 220 kV

SE Las Palmas 220 kV

Parque Eólico

Talinay

90 MW

SIC Sur

SE Cardones 220 kV

L2 L1

L2 L1

L2 L1

L2 L1L3

CER Pan de Azúcar

2X40 MVAr c/u

SE Carrera Pinto 220 kV

SE Cerro Negro

Norte 220 kV

SE Diego de Almagro 220 kV

Central

Taltal CC

120 MW c/u 220 kV 110 kV

<110 kVSE Paposo

220 kV

SVC

plus

SVC plus

Diego de Almagro

2X50 MVA c/u

Parque Eólico

Monte Redondo

48 MW

SE Los Vilos 220 kV

SE Nogales 220 kV

SE Quillota 220 kV

CER

Parque Eólico

Canela 2

18.15 MWParque Eólico

Canela 2

59.4 MW

Parque Eólico

Punta Colorada

20 MW

SE Diego de

Almagro 110 kV

Central Fotovoltaica

Diego de Almagro

30 MW

SE Emelda 110 kV SE Talta 110 kV


Javiera

70 MW

SE San Andres 220 kVCentral Fotovoltaica

San Andres

50 MW


Inca de Varas I y II

50 MW


Llano de Llampos

100 MW


Valleland I y II

67 MW

SE Maintencillo

110 kV


Canto del agua,

Denersol I y II

58 MW

Parque Eólico

Punto Palmeras

45 MW

Parque Eólico

Pacífico y Cebada

114 MW

Parque Eólico

El Arrayan

115 MW

SE Cardones 110 kV


SolaireDirect

50 MW

SE Los Loros 110 kV

Central Fotovoltaico

Lalackama

55 MW

Parque Eólico Taltal

99MW

Circ

uito

#1

Circ

uito

#2

Don Goyo

La Cebada

Figura 2-2: Diagrama unilineal del sistema eléctrico en estudio.



7





El sistema en estudio comprende las redes de 220 kV ubicadas entre las subestaciones

Paposo y Quillota. El Parque Fotovoltaico Lalackama se conecta con el circuito 1 de la

línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV, mientras que el Parque Eólico Taltal se

conecta al circuito 2 de la misma línea.

Entre las unidades generadoras convencionales existentes en el sistema y relevantes en

para el estudio, se encuentran las cuatro unidades termoeléctricas de la Central

Guacolda de 150 MW cada una, conectadas a la S/E Guacolda y las dos centrales

termoeléctricas de Taltal 120 MW conectadas a la S/E Paposo. Además, se muestran los

parques eólicos y solares que actualmente se encuentran en operación en la zona del

SIC en estudio.

Se destaca además, entrada en servicio del SVC Plus de Diego de Almagro en mayo de

2013. Dicho equipo permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o

desde el sistema de transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre

tensión localmente. El objetivo principal del SVC Plus de Diego de Almagro es permitir la

explotación de la línea 220 kV Cardones – Maitencillo más cerca de sus límites de

capacidad térmica. Sin este equipo, dicha línea debe operar limitada a una

capacidad inferior a su capacidad térmica para evitar problemas de tensión en Diego

de Almagro frente a contingencias en alguno de los circuitos de la línea Maitencillo –

Cardones 220 kV.

2.1.1 Parque Eólico Taltal

El Parque Eólico Taltal posee una capacidad instalada de 99 MW distribuida en 33

aerogeneradores idénticos, cada uno conectado a un transformador de 33/0,65 kV y

3,45 MVA. Los aerogeneradores son de marca Vestas modelo “V112-3.0MW”,

correspondientes a generadores síncronos de imanes permanentes que operan a una

frecuencia entre 0 – 200 Hz, conectados a la red a través de un conversor de escala

completa de 650 V.

La subestación elevadora del Parque Eólico se compone de un transformador elevador

de 220/33 kV y 110 MVA, que interconecta las barras de 220 kV y 33 kV de la

subestación. A partir de la barra de 33 kV derivan 6 alimentadores que agrupan a los

aerogeneradores distribuidos como se observa en la Figura 2-3 (4 grupos de 6

aerogeneradores, un grupo de 4 aerogeneradores y otro de 5 aerogeneradores).

Desde la barra de 220 kV, sale una línea expresa de 47,1 kilómetros de longitud que

conecta el Parque Eólico Taltal con el circuito 2 de la línea Paposo – Diego de Almagro

220 kV, en una subestación de derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de la

subestación Paposo y unos 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro.



8





220 kV 33 kV

0,65 kV

G01-G06 Taltal

Grupo 1

Taltal 33 kV

6 x

G07-G10 Taltal

Grupo 2

Taltal 33 kV

4 x

G11-G16 Taltal

Grupo 3

Taltal 33 kV

6 x

G17-G22 Taltal

Grupo 4

Taltal 33 kV

6 x

G23-G28 Taltal

Grupo 5

Taltal 33 kV

6 x

G29-G33 Taltal

Grupo 6

Taltal 33 kV

5 x

SE Taltal Eólico 33 kV

SE Taltal Eólico 220 kV

Figura 2-3: Diagrama unilineal del Parque Eólico Taltal

2.1.2 Parque Fotovoltaico Lalackama

El proyecto fotovoltaico Lalackama posee una potencia instalada de 55 MW, distribuida

en 74 inversores marca SUNWAY y modelo “TG760 1000V TE – 360 OD”. La central

Lalackama evacuará su potencia generada a través de un transformador elevador con

razón 220/33 kV y una potencia nominal de 63 MVA (ONAF).

En el lado de media tensión del trasformador se conecta a una barra colectora junto

con otros 4 alimentadores. A cada uno de los alimentadores se conectan grupos de

transformadores de doble devanado secundario (2 grupos de 10 transformadores, 1

grupo de 9 transformadores y un grupo de 8 transformadores), de razón 33/0,36/0,36 kV

y una potencia de 1,65 MVA. Finalmente en cada devanado de 0,36 kV se conecta un

inversor de 0,79 MVA. La representación gráfica del proyecto fotovoltaico Lalackama se

muestra en la Figura 2-4.

A partir de la barra de 220 kV de la subestación elevadora, nace una línea de 2,0

kilómetros de longitud y conductor AAAC Flint que conecta la planta solar Lalackama

con el circuito 1 de la línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV en una subestación de

derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de distancia de la subestación

Paposo y 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro.



9





SE Lalackama 220 kV

Tr

0,36 kV 220 kV

33 kV

Transformador

63 MVA

220/33 kV

YNd11

Transformador

1,6/0,8/0,8 MVA

33/0,36/0,36 kV

Dyn11yn11

220 kV

Nomenclatura

Punto de conexión al

sistema de 220 kV

Tr

Ti

Línea de

transmisión

2,0 km

TiTi TiTi TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi

TiTi TiTi TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi

TiTi TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi

TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi

Figura 2-4: Diagrama unilineal de Parque Fotovoltaico Lalackama



10





2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes

El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las

subestaciones Paposo y Quillota.

2.2.1 Líneas de transmisión

Las características de las líneas de 220 kV existentes entre la subestación Paposo y

Quillota, son obtenidos a partir de la Información Técnica disponibles en el sitio web del

CDEC-SIC1 y de la base de datos del SIC en DigSILENT publicada en marzo de 2014. Los

parámetros de las líneas son presentados en la Tabla 2-1.

Tabla 2-1: Parámetros de las líneas de transmisión troncal entre las subestaciones Paposo y

Nogales.

Algunos de los tramos del sistema de transmisión presentan restricciones de transmisión

impuestas por ciertos tipos de contingencias probables de ocurrir. En la Tabla 2-2 se

muestran las restricciones de transmisión en el SIC Norte, determinadas en el “Estudio de

Restricciones en el Sistema de Transmisión”, presentado por la Dirección de Operación

del CDEC-SIC en julio de 2013. Dicho documento se encuentra disponible en la página

Web del CDEC – SIC2.

1 https://www.cdec-sic.cl/contenido_es.php?categoria_id=6&contenido_id=000044

2 https://www.cdec-sic.cl/documentos_nt_es.php?subsubcategoria_id=9&parametro=&pagina=4

Paposo - Diego de Almagro 220 kV L1 185,0 0,049 0,400 2,882 748

Paposo - Diego de Almagro 220 kV L2 185,0 0,049 0,400 2,882 748

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV 72,2 0,100 0,393 2,827 518

Cardones - Carrera Pinto 220 kV 75,3 0,100 0,398 2,794 518

Maitencillo - Cardones 220kV L1 132,7 0,100 0,398 2,794 518



Punta Colorada - Maitencillo 220kV L1 109,2 0,098 0,391 2,842 518

Punta Colorada - Maitencillo 220kV L2 109,2 0,098 0,391 2,842 518

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L1 88,0 0,098 0,391 2,842 518

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L2 88,0 0,098 0,391 2,842 518

Pan de Azucar - Las Palmas L1 154,2 0,091 0,406 2,860 587

Pan de Azucar - Las Palmas L2 154,2 0,091 0,406 2,860 587

Los Vilos - Las Palmas L1 74,4 0,091 0,406 2,860 587

Los Vilos - Las Palmas L2 74,4 0,091 0,406 2,860 587

Nogales - Los Vilos 220 kV L1 97,1 0,099 0,394 2,811 587

Nogales - Los Vilos 220 kV L2 97,1 0,099 0,394 2,811 587

Quillota - Nogales 220 kV L1 27,0 0,099 0,394 2,811 587

Quillota - Nogales 220 kV L2 27,0 0,099 0,394 2,811 587

Capacidad

Nominal

[A]

NombreLargo

[km]

Resistencia

(R1)

[Ohm/km]

Reactacia (X1)

[Ohm/km]

Susceptancia

(B1)

[Ohm/km]



https://www.cdec-sic.cl/contenido_es.php?categoria_id=6&contenido_id=000044

https://www.cdec-sic.cl/documentos_nt_es.php?subsubcategoria_id=9&parametro=&pagina=4

11





Tabla 2-2: Restricciones de transmisión SIC Norte

Cabe mencionar los siguientes aspectos particulares del sistema de transmisión:

El corredor Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220 kV tiene asociada

una potencia máxima de transmisión con criterio N-1 igual a la capacidad de un

circuito de la línea: 197 MVA. Sin embargo, si el flujo de potencia por dicho corredor

circula en dirección norte – sur, es posible transmitir por ambos circuitos una

potencia superior a los 197 MVA y hasta un umbral de 350 MVA aproximadamente,

el cual es permitido por el automatismo EDAG/ERAG presente en la Central

Guacolda.

En mayo del 2013 entró en servicio el SVC Plus de Diego de Almagro. Dicho equipo

permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o desde el sistema de

transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre tensión localmente.

Los objetivos del SVC Plus de Diego de Almagro son:

o Permitir la explotación de la línea 220 kV Cardones – Maitencillo más cerca

de sus límites físicos. Sin este equipo, dicha línea debe operar limitada a una

capacidad inferior a su capacidad térmica para evitar problemas de tensión

en Diego de Almagro frente a contingencias en la línea.

o Mejorar la recuperación dinámica del sistema ante eventos fallas en la zona.

o Afrontar una en una unidad de Guacolda, sin tener que recurrir al

EDACxCE sobre Paipote y El Refugio.

Capacidad

térmica 25°

c/sol

Limitación del Tramo Causa

[MVA] [MVA] [-]

SE Paposo 220 kV - SE Diego de Almagro 220 kV 2x285 570 Conductor

SE Diego de Almagro 220 kV - SE Carrera Pinto 220 kV 197 197 Conductor

SE Carrera Pinto 220 kV - SE Cardones 220 kV 197 197 Conductor

SE Maitencillo 220 kV - SE Cardones 220 kV L1 197



Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2)

Norte a Sur : 197 Conductor

Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2)

Norte a Sur : 197 Conductor

SE Pan de Azúcar 220 kV - SE Las Palmas 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor

Los Vilos - Las Palmas 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor

Nogales - Los Vilos 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor

Quillota - Nogales 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor

(2): Límite de transmisión ampliado solamente desde el Norte hacia el Sur, por la aplicación de un EDAG/ERAG a la Central

Guacolda por contingencia específica en el corredor Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 220 kV.

(1): Considera la operación del SVC Plus ubicado en la SE Diego de Almagro 220 kV.

Tramo

372 Regulación de tensión (1)

SE Pan de Azúcar 220 kV - SE Punta Colorada 220 kV C1 y C2

SE Punta Colorada 220 kV-SE Maitencillo 220 kV C1 y C2 2X197

2X197



12





2.2.2 Unidades generadoras

Las características de las unidades generadoras convencionales de la zona norte del

SIC que son relevantes para el presente estudio, se muestran en la Tabla 2-3.

Tabla 2-3: Característica centrales convencionales del norte del SIC

En la Tabla 2-4 se presenta la potencia máxima instalada de parques eólicos relevantes

existentes en el sistema, principalmente en la zona de Coquimbo.

Tabla 2-4: Características parque eólicos relevantes existentes en el norte del SIC

Taltal 1 Térmica 120 119,8 20

Taltal 2 Térmica 120 119,8 20

Guacolda 1 Térmica 153 143,8 75




Potencia

Bruta

[MW]

Nombre CentralNúmero de

unidadesTipo de Unidades

Potencia

Neta Efectiva

[MW]

Potencia

Mínima

Técnica

[MW]

Punta Colorada 10 2,0 20,0

Canela 11 1,7 18,2

Canela 2 40 1,5 60,0

Monte Redondo 24 2,0 48,0

Totoral 23 2,0 46,0

Talinay 55 1,8 99,0

N°

Unidades

Potencia

Bruta por

unidad

[MW]

Potencia

Bruta Efectiva

[MW]

Nombre Parque Eólico



13





2.3 Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama

2.3.1 Generadores

El PFV Lalackama cuenta con 74 inversores que en conjunto poseen una capacidad

nominal de 55,5 MW. Las características de cada unidad generadora son presentadas

en la Tabla 2-5.

Tabla 2-5: Características de los inversores del proyecto PFV Lalackama

2.3.2 Transformadores

El parque fotovoltaico Lalackama dispone de transformadores con dos enrollados en su

lado de baja tensión, a los cuales se conectan cada uno de los inversores. En la Tabla

2-6 se muestran sus características principales.

Tabla 2-6: Parámetros transformador de los inversores del PFV Lalackama

En la Tabla 2-11 se presentan las características del transformador elevador del PFV

Lalackama.

Tabla 2-7: Transformador elevador del PFV Lalackama

Marca y modelo SUNWAY TG760 1000V TE - 360 OD

Capacidad instalada [MVA] 0,790

Potencia activa nominal [MW] 0,750

Tensión nominal [kV] 0,360

Frecuencia nominal [Hz] 50/60

Unidad generadora PFV Lalackama

Inversor 33/0,36/0,36 33/0,36/0,36 1,65/0,825/0,825

6 (HV-MV)

14 (MV-LV)

6 (LV-HV)

3 (HV-MV)

3 (MV-LV)

3 (LV-HV)

8,44 (HV-MV)

19,7 (MV-LV)

8,44 (LV-HV)

Dyn11yn11

Grupo de

conexiónTransformador

Niveles de

Tensión

[kV]

Capacidad nominal

[MVA]

Impedancia de

secuencia positiva

[%] (Base MVA)

Impedancia de

secuencia cero

[%] (Base MVA)

Pérdidas en el

cobre [kW]

ONAN/ONAF

Transformador elevador

Lalackama 220/33220/33 50/63 9,52 (63) 9,52 (63) YNd11

Grupo de

conexiónTranformador

Niveles de

Tensión [kV]

Potencia

[MVA]Impedancia de

secuencia positiva

[%] (Base MVA)

Impedancia de

secuencia cero

[%] (Base MVA)



14





2.3.3 Líneas

El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PFV Lalackama y el circuito 1

de la línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV. Los parámetros eléctricos de la línea de

interconexión se presentan en la Tabla 2-8.

Tabla 2-8: Parámetros de la línea de interconexión PFV Lalackama y el circuito 1 línea Paposo –

Diego de Almagro 220 kV.

Tipo de Conductor 1xAAAC Flint

Área del conductor [mm2] 375.4

Resistencia cc a 20° C [ohm/km] 0.089

Resistencia secuencia positiva R1 [ohm/km] 0.108

Reactancia secuencia positiva X1 [ohm/km] 0.410

Susceptancia capacitiva secuencia positiva B1 [uS/km] 2.793

Resistencia secuencia cero R0 [ohm/km] 0.339

Reactancia secuencia cero X0 [ohm/km] 1.091

Susceptancia capacitiva secuencia cero B0 [uS/km] 1.725

Capacidad térmica del conductor [A] (*) 637

N° de circuitos 1

N° de cables de guardia 1

Área del cable de guardia [mm2] 81.8

Tipo de cable de guardia OPGW

Longitud Línea [km] 2.0

Características



15





2.4 Parámetros y características del Parque Eólico Taltal

2.4.1 Generadores

El PE Taltal cuenta con 33 que en conjunto poseen una capacidad nominal 99 MW. En

la Tabla 2-9 se presentan las características básicas de los aerogeneradores que

componen el parque eólico.

Tabla 2-9: Características de los aerogeneradores del PE Taltal.

2.4.2 Transformadores

Cada uno de los aerogeneradores del parque eólico se conecta a un transformador de

33/0,65 kV y 3,35 MVA, cuyas características son indicadas en la Tabla 2-10.

Tabla 2-10: Parámetros transformador de cada aerogenerador

El PE Taltal cuenta con un transformador elevador cuyas características son presentadas

en la Tabla 2-11.

Tabla 2-11: Transformador elevador del PE Taltal

2.4.3 Líneas

El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PE Taltal y el circuito 2 de la

línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV. Los parámetros eléctricos de la línea de

interconexión se presentan en la Tabla 2-12.

Marca y modelo VESTAS V112-3.0 MW

Capacidad instalada [MVA] 3,075

Potencia activa nominal [MW] 3,0

Tensión nominal [kV] 0,650

Frecuencia nominal [Hz] 50/60

Unidad generadora Taltal

Aerogenerador 0,65/33 kV 0,65/33 3,35 8 (3,35) 7,2 (3,35) 25,2 DyN5

Pérdidas en

el cobre

[kW]

Tranformador

Niveles de

Tensión

[kV]

Capacidad

nominal

[MVA]

Impedancia de

secuencia positiva

[%] (Base MVA)

Impedancia de

secuencia cero

[%] (Base MVA)

Grupo de

conexión

ONAF II Tipo Ubicación Pasos ∆V [%]

Parque Eólico 220/33 kV 220/33 110 12,5 (110) 10,6 (110) CTBC AT 21 1 YNd11

Cambiador de taps Grupo de

conexiónTranformador

Niveles de

Tensión [kV]

Potencia

[MVA]Impedancia de

secuencia positiva

[%] (Base MVA)

Impedancia de

secuencia cero

[%] (Base MVA)



16





Tabla 2-12: Parámetros de la línea de interconexión del PE Taltal y circuito 2 línea Paposo – Diego

de Almagro 220 kV.

Tipo de Conductor 1xAAAC Flint

Área del conductor [mm2] 375,4

Resistencia cc a 20° C [ohm/km] 0,089

Resistencia secuencia positiva R1 [ohm/km] 0,108

Reactancia secuencia positiva X1 [ohm/km] 0,410

Susceptancia capacitiva secuencia positiva B1 [uS/km] 2,784

Resistencia secuencia cero R0 [ohm/km] 0,254

Reactancia secuencia cero X0 [ohm/km] 1,716

Susceptancia capacitiva secuencia cero B0 [uS/km] 1,508

Capacidad térmica del conductor [A] (*) 637

N° de circuitos 1

N° de cables de guardia 1

Área del cable de guardia [mm2] 81,8

Tipo de cable de guardia OPGW

Longitud Línea [km] 47,1

(*) determinado a 35° C con sol y a 75°C sobre el conductor

Características



17





2.5 Proyectos de generación futuros

De acuerdo con lo exigido por la Dirección de Operación (D.O.) del CDEC-SIC en los

anexos a la carta N°0247/2014, los nuevos proyectos de generación solar y eólica en el

norte del SIC se indican en la Tabla 2-13 junto al punto de conexión respectivo.

Tabla 2-13: Proyectos de generación futuros indicados por la D.O. y considerados en el estudio.

Proyectos de Generación Punto de Conexión

Fecha de

puesta en

servicio

Potencia instalada

[MW]

Proyectos Fotovoltaicos

Valleland I y Valleland IITap-Off en LT 220 kV Maitencillo - Cardones C1

1° semestre

2014 67

Proyecto Fotovoltaico JavieraS/E Seccionadora líenea Diego de Almagro - Taltal

110 kV

2° semestre

2014 70

Proyecto Solar SolaireDirect

Generation x 05S/E Los Loros

3° semestre

2014 50

Proyecto Fotovoltaico Diego de

AlmagroS/E Emelda Abril 2014

30

Proyecto Fotovoltaico Inca de

Varas I y IIS/E Carrera Pinto

1° semestre

2014 50

Parque Fotovoltaico Canto del

agua, Denerson I y Denerson IIS/E Maitencillo 110 kV Julio 2014

58

Parque Eólico El ArrayánBarra seccionadora en LT 220 kV Pan de Azúcar -

Las Palmas circuito N°2Abril 2014

115

Parques Eólicos Pacifico y La

Cebada (Cururos)

S/E seccionadora en LT 220 kV Pan de Azucar - Las

Palmas N°1Marzo 2014

114

Parque Eólico San AndresBarra seccionadora en línea 1x220 kV Cardones -

Carrera PintoFebrero 2014

50

Parque Fotovoltaico Llano

Llampos

Barra seccionadora en LT 220 kV Cardones - Cerro

Negro NorteEnero 2014

100

Punta Palmeras S/E Las Palmas Agosto 201445

749Total



18





0,93 - 1,07 0,95 - 1,05 0,97 - 1,03

0,91 - 1,09 0,93 - 1,07 0,96 - 1,04

0,9 - 1,1 0,9 - 1,1 0,95 - 1,05

200 kV < V < 500 kVEstado de operación /

Nivel de Tensión

Estado Normal

Estado de Alerta

Estado de Emergencia

V < 200 kV V > 500kV

2.6 Requerimientos Normativos

Con el objeto de evaluar la factibilidad técnica de conexión del proyecto, se verificará

el cumplimiento de los requerimientos normativos para régimen permanente

establecidos por la NTSyCS, tanto en condiciones de operación normal como para

aquella resultante tras la ocurrencia de una contingencia. En particular, se deberán

cumplir las exigencias que se detallan a continuación:

2.6.1 Niveles de tensión dentro de banda normativa.

La NTSyCS establece tres estados de operación del sistema: normal, alerta y

emergencia. Para distintos rangos de tensiones nominales, la norma define las bandas

de tensión admisibles en las barras del sistema, en función de los estados de operación.

En los artículos 5-25, 5-29 y 5-60 se definen los límites de tensión aceptados, los cuales se

resumen en la Tabla 2-14.

Tabla 2-14: Magnitudes de tensión en p.u. establecidos por la NTSyCS según estado de operación

Así mismo, la NTSyCS establece en el artículo 5-29 que tras la ocurrencia de una

contingencia simple, la tensión en barras no deberá establecerse fuera de los márgenes

permitidos para Estado de Alerta. De acuerdo con el artículo 5-29 para líneas de 220 kV

esto se traduce en que la tensión de postcontingencia para cada barra del sistema de

transmisión no supere los márgenes de ±7% respecto de la tensión nominal (o de servicio

según aplique).

Junto a esto, la DO del CDEC – SIC elaboró un estudio que define y justifica el uso de

tensiones de servicio en ciertas barras del sistema por sobre la tensión nominal de dichas

barras, ya sea 220 kV, 110 kV u otro, dicho documento se encuentra disponible en la

página Web del CDEC - SIC3. A continuación en la Tabla 2-15, se presentan las tensiones

de servicio para las barras de 220 kV relevantes para el presente estudio.

3 https://www.cdec-sic.cl/documentos_nt_es.php?subsubcategoria_id=9



https://www.cdec-sic.cl/documentos_nt_es.php?subsubcategoria_id=9

19





Tabla 2-15: Tensiones de servicio barras de 220 kV SIC Norte

2.6.2 Suficiencia de capacidad de instalaciones de transmisión.

El artículo 5-32 de la NTSyCS indica:

“La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de

cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico o

máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de

Tensión, el Límite por Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La DO

deberá mantener debidamente actualizada esta información en la página WEB

del CDEC.

Para estos efectos, se debe entender por Límite por Estabilidad Permanente la

máxima transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en

riesgo el sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreas

determinadas por los extremos receptor y el emisor de la instalación de

transmisión.

EL CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie manteniendo

la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100 % de la

Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal

como en Estado de Alerta.”

El SIC se expanda con criterio N-1, en el Decreto Supremo 327 o Reglamento de la Ley

General de Servicios Eléctricos, el artículo 237 letra a) define lo siguiente:

“…Se entiende por simple contingencia, o "n-1", que ante la falla de un elemento

del sistema de transmisión no se exceda las capacidades máximas de las

instalaciones y que los voltajes permanezcan dentro de los rangos permitidos, bajo

la hipótesis de que el resto del sistema no presenta fallas intempestivas, salvo

aquellas que sean consecuencia directa de la falla del tramo mencionado. Para

estos efectos, la condición normal de operación del resto del sistema debe

considerar que partes de él puedan estar en mantenimiento conforme a los

programas correspondientes…”

Limite

inferior

Limite

superior

Limite

inferior

Limite

superior

Limite

inferior

Limite

superior

[kV] [pu] [pu] [pu] [pu] [pu] [pu]

Paposo 220 kV 228 0,967 1,069 0,947 1,090 0,916 1,120

D. de A. 220 kV 224 0,967 1,069 0,947 1,090 0,916 1,120

Carrera Pinto 220 kV 224 0,967 1,069 0,947 1,090 0,916 1,120

Cardones 220 kV 224 0,967 1,069 0,947 1,090 0,916 1,120

Maitencillo 220 kV 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130

Punta Colorada 220 kV 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130

Pan de Azucar 220 kV 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130

Las Palmas 220 kV 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130

Los Vilos 220 kV 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130

Los Nogales 220 kV 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130

Quillota 220 kV 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130

Las Palmas 220 kV 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130

Barra

Tensión de

servicio

Estado normal Estado de alerta Estado de emergencia



20





Por otra parte, la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) define el

criterio N-1 como:

“Criterio N-1: Criterio de planificación para el desarrollo y operación del SI, con el fin

de enfrentar la ocurrencia de una Contingencia Simple sin que ésta se propague a

las restantes instalaciones del SI.”

Consecuentemente, para efectos del estudio se ha considerado que el sistema cumple

con el criterio N-1 siempre y cuando en postcontingencia se verifique el cumplimiento

de las restricciones de capacidad del equipamiento serie existente (líneas,

transformadores, etc.) y las tensiones en barras de transmisión se establezca dentro de

los límites definidos para Estado de Alerta en la NTSyCS.

2.6.3 Factor de potencia

La NTSyCS establece en su artículo 3-9 “El diseño de las instalaciones del parque eólico

deberá asegurar, para tensiones en el rango de Estado Normal, que puede operar en

forma permanente entregando o absorbiendo reactivos, en el punto de conexión al

Sistema de Transmisión, en las zonas definidas a continuación:

Zona de operación entregando reactivos:

a) Potencias activa y reactiva nulas.

b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.

c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia

0,95.

Zona de operación absorbiendo reactivos:

a) Potencias activa y reactiva nulas.

b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.

c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia

0,95.”

Por otro lado, en el artículo 5-62 de la NTSyCS se establece lo siguiente:

“El control de las tensiones del SI dentro de la banda de variación permitida deberá

efectuarse manteniendo la potencia reactiva de las unidades generadoras dentro del

Diagrama PQ, hasta un límite del 100 % de la capacidad máxima en forma permanente.

Este límite deberá mantenerse tanto en la región de sobreexcitación como de

subexcitación para cumplir con los niveles de tensión especificados.

Para el caso de parques eólicos las instalaciones deberán operarse hasta un factor de

potencia de 0,95 inductivo o capacitivo, en el punto de conexión.”



21





2.7 Capacidad de potencia reactiva

2.7.1 Parque solar Lalackama

Cada inversor del PFV Lalackama tiene la capacidad de entregar como máximo una

potencia reactiva de 344 kVAr de acuerdo con la curva P-Q de la siguiente figura:

Figura 2-5: Curva P-Q inversores Central Lalackama.

2.8 Parque Eólico Taltal

Cada inversor del PE Taltal tiene la capacidad de entregar como máximo una potencia

reactiva de 1750 kVAr de acuerdo con la curva P-Q de la siguiente figura:

Figura 2-6: Curva P-Q inversores Central Taltal Eólica.

Active Power

[kW]

48

60

344

790

Reactive

Power [kVAr]

750

344



22





3 Consideraciones y escenarios de evaluación

En este capítulo se presentan los supuestos y escenarios de evaluación utilizados para

analizar el sistema eléctrico con la conexión del PE Taltal y PFV Lalackama. Las

consideraciones generales del estudio son enumeradas en los puntos siguientes:

Se considera a PE Taltal y PFV Lalackama puestos en servicio para fines de 2014.

Dentro de los proyectos nuevos de generación en la zona norte del SIC, se

consideran solo aquellos informados por la D.O. del CDEC-SIC ENEL en su carta

0247/2014, para cada uno de los escenarios de evaluación.

Se lleva al sistema a su condición de demanda máxima.

Para cada escenario de evaluación, se ajusta el despacho del sistema de manera

de respetar las restricciones de transmisión y reserva en giro del sistema.

A continuación se indican los escenarios de evaluación considerados en el estudio.

3.1 Escenarios de evaluación

Para evaluar el comportamiento del sistema en régimen y en virtud de lo indicado por la

Dirección de Operación del CDEC-SIC en su carta N° 0150-2014, se evalúan tres

escenarios de operación, en los cuales se ha considerado un escenario de demanda

alta, una hidrología seca y una reserva e giro mínima de 317 MW. Los escenarios son los

siguientes:

Escenario 1: se considera las cuatro unidades de la subestación Guacolda en

servicio. Las termoeléctricas Taltal I y II ubicados en la barra Paposo 220 kV se

encuentran fuera de servicio. La reserva en giro del sistema es de 320 MW.

Escenario 2: se considera las cuatro unidades de la subestación Guacolda en

servicio. La central termoeléctrica Taltal I opera a plena carga mientras que la

termoeléctrica Taltal II se encuentra fuera de servicio. La reserva en giro del sistema

es de 320 MW.

Escenario 3 se considera las cuatro unidades de la subestación Guacolda en

servicio. Las termoeléctricas Taltal I y II operan 75 MW cada una. La reserva en giro

del sistema es de 320 MW.

Para cada uno de los escenarios de evaluación se ajusta el despacho de las centrales

relevantes para el estudio. Debido a que el objeto de este estudio es evaluar el impacto

sistémico del PE Taltal y del PFV Lalackama, en todos los escenarios en estudio se ha

considerado que estas son despachadas a plena capacidad.

3.2 Demanda del sistema

Para estudiar el comportamiento del sistema y en virtud de las exigencias establecidas

por la D.O. del CDEC-SIC, se analiza la operación del sistema en escenarios de alta

demanda en el norte del SIC. En la Figura 3-1 se presenta la curva de duración de

demanda para el año 2013 entre las subestaciones Diego de Almagro y Los Vilos, la cual

ha sido construida con los registros horarios disponibles en la página web del CDEC-SIC.



23





Figura 3-1: Curva de duración de demanda horaria del norte del SIC, periodo 2013

Los registros de demanda alta de la base de datos de DigSILENT de marzo de 2014,

fueron reajustados considerando la carga distribuida más alta en la zona norte del SIC

en horarios de mayor luz solar (entre las 14:00 y las 17:00 horas), correspondiente a 728,44

MW obtenidos durante el día 16 de diciembre de 2013.

3.3 Generación ERNC coincidente

Para despachar los proyectos eólicos y fotovoltaicos al norte del SIC, se considera la

máxima generación ERNC coincidente de los proyectos nuevos y existentes, calculada

mediante factores de escalamiento aplicados sobre la generación de cada una de las

centrales respectivas.

Los factores de escalamiento se obtienen de la siguiente manera:

En primer lugar se estima, la generación horaria de cada parque solar y eólico de la

zona norte del SIC, utilizando las siguientes fuentes de información:

o Registros de generación eólica disponibles en el sitio web del CDEC-SIC4,

para parques eólicos existentes.

o Datos de radiación solar5 y velocidad del viento6 publicados por el Ministerio

de Energía, para estimar la generación de algunos de los proyectos nuevos

en la zona norte del SIC.

o Para las centrales de las cuales no se dispone información directa de la

radiación solar o velocidad del viento, se supone un comportamiento similar

a las centrales cercanas de igual tecnología:

En el caso de la generación de los nuevos proyectos eólicos El

Arrayán, Pacifico y La Cebada, y Punta Palmeras se supone un

comportamiento similar a los parques eólicos Talinay, Monte Redondo

y Canela I respectivamente, debido a su cercanía.

4 www2.cdec-sic.cl

5 http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/

6 http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Eolico2/

640

660

680

700

720

740

760

780

0 10 20 30 40 50 60 70 80

Po

ten

cia

[MW

]

Datos [%]

Curva de demanda SIC -Norte



24





En el caso de la generación de los proyectos solares PFV Valleland I y

II, Inca de Varas I y II, Canto del Agua y Denersol I y II, se supone un

comportamiento similar al parque solar San Andrés. Igualmente, se

considera que el parque solar SolaireDirect tendrá comportamiento

de generación similar al de la central Llano de Llampos.

Con los datos de generación horaria, se elabora una curva anual de generación

agregada de los proyectos eólicos y solares considerados en la zona norte del SIC.

De esta curva se determina la máxima potencia que alcanza el conjunto de

centrales ERNC en el año evaluado, junto al aporte respectivo de cada una de

ellas. El cociente de dicho aporte con respecto de la generación máxima de cada

central, corresponde al factor de coincidencia de cada una de ellas (“ ).

Posteriormente, se determina un factor representativo de la generación máxima real

de cada parque eólico y solar, lo cual se obtiene ordenando los datos de

generación horaria de cada central en una curva de duración, determinando de

esta forma la generación máxima representativa como el promedio del 5% de los

valores más altos de curva. El porcentaje de dicho resultado respecto de la

potencia instalada de la central corresponde al factor de generación máxima real

(“ ).

3.4 Restricciones de transmisión

El sistema eléctrico al norte del SIC puede ser clasificado en tres corredores críticos que

restringen el sistema de transmisión de norte a sur:

Corredor Diego de Almagro – Carrera Pinto – Cardones 1x220 kV: dicho corredor

restringe la transmisión de potencia desde el norte de la subestación Cardones,

para respetar los criterios de suficiencia de capacidad de las líneas que las

componen.

Corredor Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220: dicho corredor

posee una limitación de transmisión de potencia de sur a norte de 197 MVA por

cumplimiento del Criterio N-1. Para el caso de transmisión de norte a sur, el

corredor posee un umbral de transmisión de 350 MVA permitido por el

automatismo de ERAG/EDAG presente en las unidades de la subestación

Guacolda.

Corredor Las Palmas – Los Vilos – Nogales 2x220 kV: dicho corredor posee una

limitación de transferencia de potencia de 224 MVA por cumplimiento del

Criterio N-1.

Para evitar la activación de dichas restricciones de transmisión de manera visible, se

utilizan factores de despacho de generación de los proyectos ERNC nuevos y existentes

(“ ”), aplicados a las centrales que han sido agrupadas por zonas en función de

las restricciones de transmisión existentes:

Zona 1: Compuesto por las centrales ERNC que inyectan su generación al norte

de la subestación Cardones.

Zona 2: Compuesto por las centrales ERNC que inyectan su generación entre las

subestaciones Cardones y Pan de Azúcar.

Zona 3: Compuesto por las centrales ERNC que inyectan su generación entre las

subestaciones Pan de Azúcar y Nogales.



25





No obstante la anterior, se advierte de manera previa que las centrales ERNC de la zona

3 sufrirán una restricción significativa, la cual estará totalmente contraria con el criterio

económico de despacho y del aprovechamiento óptimo del sistema de trasmisión. Por

ello, el estudio considera la alternativa de implementar un automatismos ERAG/EDAG

para las líneas ubicadas en la zona 3, que permitan un mejor aprovechamiento de las

centrales ERNC de aquella zona. Con esto, las instalaciones de transmisión podrán ser

exigidas al límite de su capacidad, siendo por ello un escenario de mayor exigencia

para el sistema.

3.5 Despacho de centrales

El despacho de las centrales existentes y de los nuevos proyectos de generación en

condiciones normales de operación, a excepción del PE Taltal y del PFV Lalackama, son

ajustados de manera de respetar las restricciones de transmisión en el sistema troncal.

Dicho despacho, se obtiene como resultado de la multiplicación de los factores de

escalamiento y despacho respectivos por la potencia instalada:

En la Tabla 3-1 se presentan los factores de escalamiento, de despacho y la potencia

despachada por cada uno de los proyectos ERNC nuevos y existentes considerados en

el estudio, para cada uno de los escenarios de operación estudiados y señalados en la

sección 3.1. Se analiza el escenario 1 con y sin automatismo de ERAG en la zona 3. El

resto de los escenarios incluye este automatismo.

Tabla 3-1: Factores de escalamiento y despacho utilizado por escenario de evaluación

En la Tabla 3-2 se muestra el despacho de las unidades generadoras de la Central

Guacolda y de las centrales que aportan reservan en giro en el sistema eléctrico.

Factor de

despachoP [MW] Q [MVAr]

Factor de


Factor de


Factor de


PFV Valleland I y II 67 87,2% 89,0% 100,0% 52,00 -0,59 100,0% 52,00 -0,69 100,0% 52,00 0,11 100,0% 52,00 -3,72

PFV Javiera 70 90,8% 92,7% 98,0% 54,97 -4,01 96,0% 54,97 -4,20 25,0% 14,32 -0,53 0,0% 0,00 0,00

PFV SolaireDirect 50 90,8% 92,7% 100,0% 42,10 -11,56 100,0% 42,10 0,00 100,0% 42,10 -4,54 100,0% 42,10 -1,53

PFV Diego de Almagro 30 93,3% 94,7% 98,0% 30,54 0,00 96,0% 30,54 0,00 25,0% 7,95 -0,82 0,0% 0,00 0,00

PFV Inca de Varas I y II 50 87,2% 89,0% 98,0% 37,25 4,01 96,0% 37,25 3,58 25,0% 9,70 2,00 0,0% 0,00 0,00

PFV C. Canto del agua y Denerson I y II 58 87,2% 89,0% 100,0% 45,01 4,53 100,0% 45,01 4,78 100,0% 45,01 4,55 100,0% 45,01 4,74

PE El Arrayán 115 90,0% 94,0% 21,0% 20,44 0,00 78,0% 75,91 0,00 80,0% 77,86 19,98 80,0% 77,86 19,41

PE Pacifico y Cebado 114 85,6% 86,2% 21,0% 17,68 -3,50 78,0% 65,66 11,93 80,0% 67,34 3,10 80,0% 67,34 9,27

PFV San Andres 50 87,2% 89,0% 98,0% 35,41 -1,06 96,0% 35,41 -1,38 25,0% 9,23 1,84 0,0% 0,00 0,00

PFV Llano Llampos 100 90,8% 92,7% 100,0% 79,08 7,34 100,0% 79,08 7,34 100,0% 79,27 6,24 100,0% 0,00 0,00

PE Punta Palmeras 45 78,5% 81,0% 100,0% 2,64 -5,78 78,0% 22,32 0,00 80,0% 22,89 9,67 80,0% 22,89 0,00

PE Canela 1 18,2 92,0% 76,4% 21,0% 0,30 0,00 78,0% 9,90 -6,24 80,0% 10,23 -6,38 80,0% 10,23 -6,36

PE Canela 2 60,0 81,7% 89,2% 21,0% 9,20 0,00 78,0% 34,00 0,00 80,0% 34,80 0,00 80,0% 34,80 0,00

PE Talinay 90,0 90,0% 94,0% 21,0% 16,00 0,00 78,0% 59,55 0,00 80,0% 60,90 0,00 80,0% 60,90 0,00

PE Punta Colorada 20,8 15,6% 36,5% 21,0% 0,30 0,00 78,0% 1,00 0,00 80,0% 1,10 0,00 80,0% 1,10 0,00

PE Monte Redondo 48,0 85,6% 86,2% 21,0% 7,44 0,00 78,0% 0,28 0,00 80,0% 28,32 0,00 80,0% 28,32 0,00

PE Totoral 45,5 78,5% 81,0% 21,0% 6,21 3,16 78,0% 22,77 3,13 80,0% 23,46 1,63 80,0% 23,46 1,93

Total 1031,48 456,57 -7,46 667,75 18,26 586,48 36,85 466,01 23,73

PFV: Parque fotovoltaico ; PE: Parque eólico

Escenario 3 con

ERAG/EDAG zona 3Nuevos proyectos de generación

Potencia

instalada

[MW]

Escenario 1 sin

ERAG/EDAG zona 3

Escenario 2 con

ERAG/EDAG zona 3

Escenario 1 con

ERAG/EDAG zona 3Factor de

coincidenci

a

Factor de

máxima.

Generació

n



26





Tabla 3-2: Despacho de generadores convencionales existentes, relevantes para el sistema en

estudio

P [MW] Q [MVAr] P [MW] Q [MVAr] P [MW] Q [MVAr] P [MW] Q [MVAr]

Canutillar U1 85,8 40 65,0 2,1 65,0 2,1 65,0 2,1 65,0 2,9

Canutillar U2 85,8 40 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ralco U1 378,1 90 232,5 -50,5 231,4 -50,0 231,5 -48,4 230,2 -47,2

Ralco U2 378,1 90 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Pangue U1 227,4 90 210,0 0,7 210,0 1,2 210,0 2,2 210,0 4,4

Pangue U2 227,4 90 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

El Toro U1 105,0 0 100,0 35,6 100,0 36,0 100,0 36,7 100,0 41,6

El Toro U2 105,0 0 60,0 33,9 60,0 34,2 60,0 34,9 0,0 0,0

El Toro U3 111,7 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

El Toro U4 111,7 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Antuco U1 161,6 5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Antuco U2 161,6 5 140,0 -6,9 140,0 -6,5 140,0 -5,8 140,0 -1,1

Cipreses U1 33,2 0 10,0 1,0 10,0 1,1 10,0 1,1 23,0 3,6

Cipreses U2 33,2 0 11,0 8,6 11,0 8,6 11,0 8,6 0,0 0,0

Cipreses U3 33,2 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Pehuenche U1 272,7 120 272,7 8,4 272,7 10,0 272,7 11,0 272,7 11,1

Pehuenche U2 272,7 120 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Colbún U1 238,4 100 238,4 21,8 238,4 23,3 238,4 24,4 238,4 24,5

Colbún U2 238,4 100 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Machicura U1 47,9 12 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Machicura U2 47,9 12 54,0 7,1 54,0 7,5 54,0 3,6 54,0 3,6

Rapel U1 75,7 30 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Rapel U2 75,7 30 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Rapel U3 75,7 30 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Rapel U4 75,7 30 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Rapel U5 75,7 30 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Abanico U1 21,4 1 20,4 -4,0 20,4 -3,9 20,4 -3,6 20,4 -3,4

Abanico U2 21,4 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Abanico U3 21,4 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Abanico U4 21,4 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Abanico U5 21,4 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Abanico U6 21,4 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Pilmaiquen U1 5,6 0 2,0 1,5 2,0 1,5 2,0 1,5 2,0 1,5

Pilmaiquen U2 5,6 0 2,0 1,5 2,0 1,5 2,0 1,5 0,0 0,0

Pilmaiquen U3 5,6 0 2,0 1,5 2,0 1,5 2,0 1,5 0,0 0,0

Pilmaiquen U4 12,0 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Pilmaiquen U5 12,0 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Pullinque U1 17,1 0 6,0 4,5 6,0 4,5 6,0 4,5 6,0 6,5

Pullinque U2 17,1 0 12,0 5,0 12,0 5,1 12,0 5,1 0,0 0,0

Pullinque U3 17,1 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Candelaria U1 135,3 60 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Candelaria U2 135,3 60 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Taltal U1 119,8 20 0,0 0,0 0,0 0,0 120,0 8,2 75,0 7,6

Taltal U2 119,8 20 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 75,0 9,1

Guacolda U1 143,8 75 75,0 -4,6 75,0 -4,6 75,0 -5,0 75,0 -4,6

Guacolda U2 143,8 75 75,0 -4,6 75,0 -4,6 75,0 -5,0 75,0 -4,6

Guacolda U3 143,8 75 75,0 -6,6 75,0 -6,6 75,0 -7,0 75,0 -6,6

Guacolda U4 143,8 75 117,0 -1,8 117,0 -1,8 121,0 -1,8 133,0 -0,4

San Isidro U2 TV 133,6 70 0,0 0,0 0,0 0,0 120,0 8,2 75,0 7,6

Nehuenco U3 102,0 40 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 75,0 9,1

Los Vientos 124,4 60 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Escenario 1 sin

ERAG/EDAG zona 3

Escenario 2 con

ERAG/EDAG zona 3

Escenario 3 con

ERAG/EDAG zona 3Mínimo

técnico

[MW]

Escenario 1 con

ERAG/EDAG zona 3Nuevos

proyectos de

generación

Potencia nominal

[MW]



27





3.6 EDAG/ERAG por contingencias específicas

Se han considerado los siguientes automatismos implementados en el sistema, de los

cuales los dos primeros corresponden a proyectos en curso y el tercero a una alternativa

independiente que da respuesta a los comentarios del CDEC-SIC en relación a los

problemas de sobrecarga que se generan ante contingencias dadas en uno de los

circuitos del corredor Pan de Azúcar – Nogales 220 kV. Es destacar que el requerimiento

de estos esquemas es una condición preexistente a la conexión de los proyectos

Lalackama y Taltal Eólico por lo cual su implementación no está asociada a la conexión

de dichos proyectos.

1. ERAG en las centrales Lalackama Solar y Taltal Eólica para el resguardo de la

línea Paposo - Diego de Almagro 220 kV: Automatismo de reducción de

generación aplicado en las centrales Lalackama Solar y Taltal Eólica, el cual

actuará en caso que tras la ocurrencia de una contingencia se superen los

límites de capacidad máxima de cualquiera de los circuitos de la línea Paposo -

Diego de Almagro 220 kV.

2. EDAG/ERAG en la Central Guacolda para el resguardo del corredor Maitencillo –

Nogales 220 kV (EDAG Extendido): Automatismo de reducción y desconexión de

generación aplicado en las unidades de la central Guacolda, el cual actuará

ante contingencias en cualquiera de los circuitos del corredor Maitencillo –

Nogales 220 kV, considerando un máximo de 2 unidades de la central Guacolda

disponibles para el desprendimiento.

3. EDAG/ERAG en las centrales de la zona 3 para el resguardo del corredor

Maitencillo – Nogales 220 kV: Automatismo de reducción y desconexión de

generación aplicado en las centrales que pertenecen a la Zona 3, el cual

actuará ante contingencias en cualquiera de los circuitos del corredor

Maitencillo – Nogales 220 kV. Este automatismo deberá estar comunicado con el

EDAG/ERAG de la Central Guacolda y presentará una lógica muy similar a este

último.

El automatismo se propone de manera de aprovechar el corredor Maitencillo –

Nogales 220 kV a su capacidad N, lo cual no sería factible con el EDAG

extendido de Guacolda debido principalmente a lo siguiente:

o Al enfrentar un evento de cortocircuito en el corredor aludido en un

escenario de transferencia a capacidad N del mismo, será necesario

desprender 3 unidades de la Central Guacolda. Lo anterior someterá

la operación del norte del sistema con sólo una unidad de la Central

Guacolda, lo que constituye a un alto riesgo para la estabilidad del

sistema.

o Ante una falla en el corredor que ocurra al atardecer y en un

escenario que obligue desprender 3 unidades de la Central

Guacolda para afrontar dicha contingencia, será necesario poner en

servicio Centrales diesel para suplir el déficit de potencia que existe

durante el encendido y toma de carga de la o las unidades

desprendidas, implicando importantes sobrecostos para la operación

del sistema.

A grandes rasgos, el EDAG/ERAG operará de la siguiente manera:

a. Tendrá como señales de entrada las transferencias medidas desde los

paños de cada línea del corredor, la potencia generada de cada una



28





de las Centrales de la Zona 3 y la potencia disponible a desprender

desde la Central Guacolda.

b. Se le define a cada tramo del corredor la máxima capacidad de

transmisión.

c. El esquema deberá calcular de manera “instantánea” la diferencia entre

la potencia transferida por cada circuito y su respectiva máxima

capacidad de transmisión, denominada como excedente de potencia,

generando la activación de los mecanismos de reducción y generación

en caso que algunos de los excedentes de potencia adquieran valores

positivos.

d. En caso de superarse los límites de transmisión de cualquiera de los

circuitos del corredor, se reduce la potencia generada por las centrales

de la Zona 3, a una cierta tasa de reducción predefinida, en función de

la suma de los excedentes de potencia de cada circuito del corredor.

e. En caso de producirse una contingencia en alguno de los circuitos y que

de origen a una sobrecarga significativa, se desprenderá una cantidad

de potencia desde la Zona 3 equivalente a la diferencia entre los

excedentes de potencia del corredor y la potencia disponible a

desprender desde las unidades de la Central Guacolda, donde sólo se

activará en caso que esta diferencia sea positiva.

f. Los tiempos de actuación se deberán estimar en función de los máximos

tiempos sobrecarga admitidos por los circuitos, actuando en primera

instancia el EDAG de la zona 3 y posteriormente el EDAG de la Central

Guacolda.

Las centrales que participarían en el EDAG ERAG propuesto son las siguientes:

PE Talinay

PE Monte Redondo

PE Canela I

PE Canela II

PE Totoral

PE El Arrayán

PE Los Cururos (Pacífico y Cebada)

PE Punta Palmeras



29





3.7 Contingencias simuladas

Para cada uno de los escenarios de evaluación y en virtud de lo indicado por la

Dirección de Operación del CDEC-SIC en su carta N° 0150-2014, las contingencias

consideradas en el estudio son las siguientes:

3.7.1 Escenario 1A

Contingencia 1: Salida de servicio de la totalidad del PFV Lalackama.

Contingencia 2: Salida de servicio de la totalidad del PE Taltal.

Contingencia 3: Salida de la línea Carrera Pinto – San Andrés 220 kV, que involucra la

desenegización de las instalaciones al norte de la S/E Carrera Pinto.

Contingencia 4: Salida de la línea San Andrés – Cardones 220 kV, que involucra la

desenegización de las instalaciones al norte de la S/E San Andrés.

Contingencia 5: Salida del circuito 1 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego de

Almagro.


Almagro.

Contingencia 7: Salida del circuito 3 de la línea 3x220 kV Cardones – Maitencillo.

3.7.2 Escenario 1B








Almagro.


Almagro.


Contingencia 8: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Línea Maitencillo – Punta

Colora, que involucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacolda

operando a mínimo técnico por medio de los automatismos disponibles.

Contingencia 9: Salida de la línea 1x220 kV La Cebada – Las Palmas, que involucra

la desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando a mínimo

técnico por medio de los automatismos disponibles.

Contingencia 10: Salida de la línea 1x220 kV Don Goyo – Las Palmas, que involucra



Contingencia 11: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Las Palmas – Los Vilos, que

involucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando a

mínimo técnico y la reducción de 89,5 MW de la generación de las centrales

ubicadas en la Zona 3 por medio de los automatismos disponibles.

Contingencia 12: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Los Vilos – Nogales, que






30





3.7.3 Escenario 2








Almagro.


Almagro.



















3.7.4 Escenario 3








Almagro.


Almagro.










31


















32





4 Resultados del estudio de impacto sistémico

En este capítulo se verifica el cumplimiento de los requerimientos establecidos por la

normativa técnica vigente, aplicable a la operación en régimen permanente del PE

Taltal y PFV Lalackama en el sistema.

4.1 Escenario 1a: demanda alta sin centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2, sistema con

sus actuales automatismos

Se analiza el comportamiento estático del sistema, considerando sólo el EDAG/ERAG de

la Central Guacolda habilitado ante contingencias entre Maitencillo y Pan de Azúcar

220 kV, el cual permite aumentar la capacidad de dicho tramo a 350 MW. En el

despacho se han considerado tres de sus unidades operando a mínimo técnico, una de

ellas operando a 117 MW y las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio. El

PE Taltal y el PFV Lalackama se encuentran operando a plena capacidad, de acuerdo

con los objetivos que persigue el presente estudio.

En el ANEXO A se detallan los resultados de las transferencias de potencias del escenario

1 para el caso previo a contingencias.


En la Tabla 4-1 se presentan los niveles de carga para las líneas de transmisión en

porcentaje respecto de sus capacidades nominales, en estado pre y postcontingencia.

Se destacan en amarillo los valores cercanos al 100% y en verde, donde no existe flujo

de potencia.

Tabla 4-1: Nivel de carga por tramos en escenario de demanda alta y con las centrales

termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.

Paposo -Tap Off L1 220kV 748 285 6,6 14,8 8,3 0,0 0,0 0,0 1,0 6,6

Paposo - Tap Off L2 220kV 748 285 7,0 15,1 8,1 0,0 0,0 1,0 0,0 6,9

Tap Off - Diego de Almagro L1 220kV 748 285 24,9 15,7 12,8 0,0 0,0 0,0 19,4 25,1

Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV 748 285 26,4 18,7 11,6 0,0 0,0 33,3 0,0 26,6

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV 518 197 68,3 42,5 20,3 0,0 0,0 47,5 29,4 69,1

San Andrés - Carrera Pinto 220kV 518 197 82,3 56,3 35,0 0,0 0,0 57,8 37,0 82,6

Cardones - San Andrés 220kV 518 197 99,2 73,3 52,2 17,5 0,0 74,3 53,5 99,4

Tap Off Valleland - Cardones 220kV L1 518 197 31,1 24,0 18,2 11,5 11,2 24,1 18,6 38,1

Maitencillo -Tap Off Valleland L1 518 197 16,7 16,1 18,0 26,3 31,1 16,7 18,8 21,7

Maitencillo - Cardones 220kV L3 762 290 14,9 11,7 9,9 11,4 13,5 11,9 10,4 0,0

Maitencillo - Cardones 220kV L2 762 290 14,9 11,7 9,9 11,4 13,5 11,9 10,4 19,9

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1 518 197 86,2 75,5 66,7 51,0 43,2 75,4 66,6 86,1

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C2 518 197 86,2 75,5 66,7 51,0 43,2 75,4 66,6 86,1

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1 518 197 85,6 74,7 65,7 50,0 42,2 74,5 65,7 85,5

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C2 518 197 85,6 74,7 65,7 50,0 42,2 74,5 65,7 85,5

Pan de Azucar - Tap Talinay L1 587 224 36,6 26,6 19,1 7,1 6,7 26,4 19,0 36,5

Tap Talinay - Tap Off Cururos 220 L1 587 224 34,8 24,8 17,0 3,0 5,5 24,6 16,9 34,7

Tap Off Cururos - Tap MR L1 587 224 41,7 32,8 25,5 12,5 6,8 32,6 25,4 41,6

Tap MR - Las Palmas L1 587 224 44,6 35,6 28,2 14,8 8,2 35,4 28,1 44,5

Pan de Azucar - Tap Off L2 587 224 32,7 23,2 16,2 8,4 11,1 23,0 16,2 32,6

Tap Off - Tap Talinay L2 587 224 39,0 29,2 21,4 7,5 1,7 29,0 21,4 38,9

Tap Talinay - Tap MR L2 587 224 45,2 35,4 27,7 13,6 6,7 35,2 27,6 45,1

Tap MR - Las Palmas L2 587 224 44,9 35,2 27,4 13,6 7,2 35,0 27,3 44,7

Los Vilos - Las Palmas L2 587 224 49,3 40,0 32,4 18,5 12,1 39,8 32,3 49,2

Los Vilos - Las Palmas L1 587 224 49,3 40,0 32,4 18,5 12,1 39,8 32,3 49,2

Nogales - Los Vilos 220 kV C2 587 224 41,2 32,1 24,8 13,8 11,0 31,9 24,7 41,1

Nogales - Los Vilos 220 kV C1 587 224 41,2 32,1 24,8 13,8 11,0 31,9 24,7 41,1

Quillota - Nogales 220 kV C2 587 224 24,1 27,3 30,0 35,3 37,9 27,3 30,1 24,1

Quillota - Nogales 220 kV C1 587 224 24,1 27,3 30,0 35,3 37,9 27,3 30,1 24,1

Tap Off Taltal - SE Taltal 637 243 39,5 39,5 0,0 0,0 0,0 39,5 0,0 39,5

Tap Off - SE Lalackama 637 243 21,6 0,0 21,2 0,0 0,0 0,0 21,9 21,7

Salida del PFV

Lalackama

Salida del PE

Taltal

Salida de la

línea 220 kV

Carrera Pinto -

San Andrés

Salida de la

línea 2x220 kV

Diego de

Almagro -

Paposo L1

Salida de la

línea 2x220 kV

Diego de

Almagro -

Paposo L2

Salida de la

línea 3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3

Name

Current

limit

[A]

Rated

Capacity

[MVA]

Salida de la

línea 220 kV

San Andrés -

Cardones.

Porcentaje de carga [%] sobre las línaes después de ocurrida la contingencia

Caso sin

contingencia



33





Dada la gran cantidad de generación en el norte del SIC, los flujos de potencia se

dirigen de norte a sur, donde se ha llevado al límite las capacidades del sistema de

transmisión, apoyándose en el ERAG/EDAG de la Central Guacolda.

En los casos de fallas en las líneas Diego de Almagro – San Andrés y San Andrés –

Cardones 220 kV, las redes al norte de las respectivas contingencias quedan aislados

del resto del sistema, donde las centrales ERNC no son capaces de sostener las

respectivas islas eléctricas que se forman por dichas contingencias.

Se puede evidenciar que en este escenario, para cada uno de los escenarios de pre y

post-contingencia, no se aprecian problemas relacionados con sobrecargas en líneas

de transmisión. Sin embargo se advierte que existe una fuerte restricción impuesta en el

despacho de la generación ERNC perteneciente a la zona 3, la cual se encuentra en

total contraste con la subutilización del corredor Pan de Azúcar – Nogales. Esta situación

implica reevaluar esta fuerte restricción, la que puede ser atenuada en base a la

suposición de nuevos automatismos ERAG/EDAG en este corredor, logrando de esta

forma maximizar la utilización de las instalaciones de transmisión.

4.1.2 Tensiones en barras del sistema

En la Tabla 4-2 se presentan los niveles de tensión en cada una de las barras relevantes

para el sistema en estudio. En amarillo se destacan las elevaciones de tensión tensiones

críticas para el sistema.

Tabla 4-2: Tensiones en barra en escenario de alta demanda y con las centrales termoeléctricas

Taltal 1 y 2 fuera de servicio.

De los resultados, se observa que en estado de pre-contingencia las tensiones de

operación de las barras que componen el sistema se mantienen dentro del rango de

normal según la NTSyCS. A su vez, en estado post-contingencia las tensiones de

operación del sistema se encuentran dentro del rango de normal y alerta, definidos por

la NTSyCS.

Paposo 220 1,040 1,043 1,060 0,000 0,000 1,024 1,028 1,035

Tap Off PE Taltal 220 1,039 1,043 1,059 0,000 0,000 1,024 0,000 1,035

Tap Off PFV Lalackama 220 1,040 1,044 1,059 0,000 0,000 0,000 1,028 1,035

D. de A. 220 1,027 1,029 1,039 0,000 0,000 1,009 1,011 1,022

Carrera Pinto 220 1,033 1,037 1,043 0,000 0,000 1,028 1,030 1,030

San Andrés 1,030 1,034 1,037 1,032 0,000 1,029 1,031 1,027

Cardones 220 1,029 1,031 1,033 1,031 1,031 1,029 1,030 1,025

Maitencillo 220 1,049 1,053 1,056 1,057 1,058 1,053 1,055 1,049

Punta Colorada 220 1,027 1,038 1,042 1,048 1,050 1,037 1,042 1,027

Pand de Azucar 220 1,016 1,029 1,032 1,037 1,039 1,029 1,032 1,016

Las Palmas 220 1,029 1,037 1,040 1,044 1,046 1,037 1,040 1,029

Los Vilos 220 1,026 1,032 1,035 1,039 1,040 1,032 1,035 1,026

Los Nogales 220 1,020 1,022 1,023 1,025 1,025 1,022 1,023 1,020

Quillota 220 1,022 1,023 1,024 1,025 1,025 1,023 1,024 1,022

D. de A. 110 1,033 1,032 1,040 0,000 0,000 1,015 1,016 1,026

Paposo 15 kV C1 1,029 1,032 1,048 0,000 0,000 1,013 1,017 1,024

Paposo 15 kV C2 1,029 1,032 1,048 0,000 0,000 1,013 1,017 1,024

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L1

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L2

Salida de la línea

3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3

Tensiones en las barras del sistema en p.u. posterior a la ocurriencia de la contingencia

Nombre de la barra

Salida de la línea

220 kV San Andrés

- Cardones.

Caso sin

contingencia

Salida del PFV

Lalackama

Salida del PE

Taltal

Salida de la línea

220 kV Carrera

Pinto - San Andrés



34





4.1.3 Transformadores de poder

En la Tabla 4-3 se presentan los niveles de carga de los transformadores de poder

relevantes en el sistema de transmisión.

Tabla 4-3: Niveles de carga de los transformadores de poder, para el en escenario de alta

demanda y con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.

Se observa que todos los transformadores de poder analizados tanto en condiciones

normales de operación como en precontingencia, verifican su operación dentro de los

límites de sus capacidades nominales.

Cardones 220/110kV-75MVA T1 90,71 90,82 90,90 90,70 90,59 90,70 90,73 90,52

Cardones 220/110kV-75MVA T2 53,23 52,08 51,21 49,80 49,13 52,09 51,24 54,02

Cardones 220/110kV - 60/75MVA T3 52,62 51,49 50,63 49,24 48,57 51,50 50,65 53,40

Maitencillo 220/110kV-90MVA T1 31,29 30,17 29,41 28,28 27,76 30,20 29,47 30,37

Maitencillo 220/110kV-90MVA T2 32,57 31,39 30,61 29,43 28,89 31,43 30,67 31,60

P. Azucar 3 220/110kV-75MVA T9 55,37 55,33 55,66 56,52 57,04 55,36 55,70 55,38

P. Azucar 1 220/110kV-75MVA T3 64,41 64,37 64,75 65,75 66,35 64,40 64,79 64,42

P. Azucar 2 220/110kV-75MVA T4 67,69 67,65 68,06 69,10 69,74 67,69 68,10 67,71

Salida de la línea

2x220 kV Diego

de Almagro -

Paposo L1

Salida de la línea

2x220 kV Diego

de Almagro -

Paposo L2

Salida de la línea

3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3

Salida de la línea

220 kV San

Andrés -

Cardones.

Carga nominal [%] Después de ocurrida la contingencia

Salida de la línea

220 kV Carrera

Pinto - San Andrés

TransformadorCaso sin

contingencia

Salida del PFV

Lalackama

Salida del

PE Taltal



35





4.2 Escenario 1b: demanda alta sin centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2, sistema con

ERAG/EDAG implementado en el corredor Pan de Azúcar - Nogales

Se analiza el comportamiento estático del sistema considerando la implementación de

los ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar – Nogales descritos en la sección 3.6, con

un despacho en donde se tienen tres de sus unidades operando a mínimo técnico, una

de ellas operando a 117 MW y las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.

Los PE Taltal y PFV Lalackama se encuentran operando a plena capacidad, según los

objetivos que persigue el presente estudio.

En el ANEXO A se detallan los resultados de las transferencias de potencias del escenario

1 para el caso previo a contingencias.



porcentaje respecto de sus capacidades nominales, en estado pre y postcontingencia.


de potencia.



36





Tabla 4-4: Nivel de carga por tramos en escenario de demanda alta y con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.

Paposo -Tap Off L1 220kV 285 6,5 14,7 8,3 0,0 0,0 0,0 1,1 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5

Paposo - Tap Off L2 220kV 285 6,8 15,0 8,0 0,0 0,0 1,1 0,0 6,8 6,8 6,9 6,9 6,9 6,9

Tap Off - Diego de Almagro L1 220kV 285 24,7 15,6 12,9 0,0 0,0 0,0 19,2 24,8 24,7 24,6 24,6 24,6 24,6

Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV 285 26,2 18,6 11,7 0,0 0,0 32,9 0,0 26,3 26,2 26,2 26,2 26,2 26,2

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV 197 67,5 41,6 19,8 0,0 0,0 47,2 29,5 68,3 67,5 67,5 67,5 67,5 67,5

San Andrés - Carrera Pinto 220kV 197 81,5 55,6 34,7 0,0 0,0 57,4 36,9 81,8 81,5 81,5 81,5 81,5 81,5

Cardones - San Andrés 220kV 197 98,4 72,6 51,9 17,6 0,0 73,9 53,4 98,6 98,4 98,4 98,4 98,4 98,4

Tap Off Valleland - Cardones 220kV L1 197 30,4 23,4 17,8 11,1 10,9 23,5 18,2 37,3 31,4 32,0 32,0 32,1 32,1

Maitencillo -Tap Off Valleland L1 197 15,7 15,4 17,6 26,0 30,9 16,1 18,3 20,5 17,1 17,8 17,8 17,9 17,9

Maitencillo - Cardones 220kV L3 290 14,3 11,2 9,6 11,1 13,3 11,5 10,0 0,0 15,2 15,6 15,7 15,7 15,7


Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1 197 84,1 73,4 64,8 49,3 41,5 73,3 64,7 83,9 97,6 51,2 51,2 51,3 51,3


Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1 197 83,8 72,9 64,1 48,4 40,6 72,7 64,0 83,7 48,6 50,4 50,4 50,5 50,4


Pan de Azucar - Tap Talinay L1 224 40,9 30,6 22,8 9,8 5,3 30,4 22,8 40,8 11,3 28,6 35,3 10,6 10,4

Tap Talinay - Tap Off Cururos 220 L1 224 39,4 29,2 21,4 7,3 2,7 29,0 21,3 39,3 8,4 29,3 34,1 7,4 7,9

La Cebada - Tap MR L1 224 66,6 57,3 49,7 36,1 29,2 57,1 49,6 66,5 36,7 0,0 62,6 26,9 32,0

Tap MR - Las Palmas L1 224 78,7 69,2 61,5 47,7 40,7 69,0 61,4 78,6 48,4 0,0 74,3 35,6 40,6

Pan de Azucar - Don Goyo 224 24,0 14,9 9,1 11,3 17,2 14,8 9,0 23,9 11,7 31,5 32,7 8,4 8,9

Don Goyo - Tap Talinay L2 224 55,1 45,1 37,3 23,2 16,1 44,9 37,2 54,9 24,1 62,1 0,0 18,7 21,2

Tap Talinay - Tap MR L2 224 81,1 70,8 62,9 48,6 41,4 70,7 62,8 81,0 49,5 87,6 0,0 36,5 42,2


Los Vilos - Las Palmas L2 224 98,9 88,9 81,0 66,8 59,6 88,7 80,9 98,7 67,6 62,5 56,0 99,0 57,4


Nogales - Los Vilos 220 kV C2 224 90,8 80,9 73,1 59,0 51,8 80,7 72,9 90,6 59,7 54,5 48,0 42,0 99,0


Quillota - Nogales 220 kV C2 224 12,4 8,5 6,1 5,8 7,7 8,4 6,1 12,4 5,9 7,4 9,2 19,0 9,5


Tap Off Taltal - SE Taltal 243 39,2 39,2 0,0 0,0 0,0 39,2 0,0 39,1 39,2 39,2 39,2 39,2 39,2

Tap Off - SE Lalackama 243 21,5 0,0 21,1 0,0 0,0 0,0 21,8 21,6 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5

Name

Rated

Capacity

[MVA]

Salida de la

línea 220 kV

San Andrés -

Cardones.

Caso sin

contingencia

Salida de la

línea 220 kV

Don Goyo -

Las Palmas

Salida del C2

de la línea 220

kV Las Palmas -

Los Vilos

Salida del C2

de la línea 220

kV Los Vilos -

Nogales

Salida de la

línea 2x220 kV

Diego de

Almagro -

Paposo L1

Salida de la

línea 2x220 kV

Diego de

Almagro -

Paposo L2

Salida de la

línea 3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3

Salida del C2

de la línea

2x220 kV

Maitencillo -

Punta Colorada

Salida de la

línea 220 kV

Carrera Pinto -

San Andrés

Salida de la

línea 220 kV La

Cebada - Las

Palmas


Salida del PFV

Lalackama

Salida del

PE Taltal



37






dirigen de norte a sur, donde se ha maximizado por completo las capacidades del

sistema de transmisión del SIC norte, lo cual se logra por medio del ERAG/EDAG de la

Central Guacolda y por los nuevos ERAG/EDAG que se pueden implementar en el

corredor Pan de Azúcar - Nogales.


Cardones 220 kV, las redes al norte de las respectivas contingencias quedan aislados

del resto del sistema, donde las centrales ERNC no son capaces de sostener las

respectivas islas eléctricas que se forman por dichas contingencias.

Para cada uno de los escenarios pre y post-contingencia, no se aprecian problemas

relacionados con sobrecargas en líneas de transmisión. En el corredor comprendido

entre las subestaciones Maitencillo y Pan de Azúcar, la carga sobre las líneas en

condiciones de pre contingencia alcanza un valor cercano al 84%. El criterio N-1 se

mantiene en estos tramos debido al EDAG por contingencia específica de una de las

unidades de la subestación Guacolda.

Para el caso de las líneas de doble circuito entre las subestaciones Pan de Azúcar y

Nogales alcanzan cargas de un 99% de sus capacidades de nominales en condiciones

de pre-contingencia, cumpliendo con el Criterio N-1 por medio de la presencia del

ERAG/EDAG que se deberá implementar en este corredor. Al apreciar los estados de

post-contingencia ante eventualidades dadas en el corredor aludido, se puede notar la

acción efectiva de los automatismos considerados en el estudio, donde ninguno de los

circuitos sufre de problemas de sobrecarga. Es importante mencionar que la peor

condición para efectos de los automatismos corresponde a una contingencia en la

línea Los Vilos – Las Palmas, siendo necesario desprender un monto de generación igual

a 239,5 MW (150 MW en central Guacolda y 89,5 MW en centrales de zona 3).

Se puede evidenciar que en este escenario de máxima exigencia en lo que respecta al

sistema de trasmisión del norte del SIC, para cada uno de los escenarios pre y post-

contingencia, no se aprecian problemas relacionados con sobrecargas en líneas de

transmisión.


En la Tabla 4-5 se presentan los niveles de tensión en cada una de las barras relevantes

para el sistema en estudio. En amarillo se destacan las elevaciones de tensión críticas

para el sistema.



38





Tabla 4-5: Tensiones en barra en escenario de alta demanda y con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.

Paposo 220 1,040 1,046 1,062 0,000 0,000 1,024 1,027 1,035 1,041 1,041 1,041 1,041 1,041

Tap Off PE Taltal 220 1,039 1,045 1,062 0,000 0,000 1,024 0,000 1,035 1,040 1,040 1,040 1,040 1,040

Tap Off PFV Lalackama 220 1,040 1,046 1,061 0,000 0,000 0,000 1,027 1,035 1,041 1,041 1,041 1,041 1,041

D. de A. 220 1,028 1,032 1,041 0,000 0,000 1,009 1,011 1,023 1,029 1,029 1,029 1,029 1,029

Carrera Pinto 220 1,034 1,039 1,045 0,000 0,000 1,028 1,031 1,031 1,035 1,036 1,036 1,036 1,036

San Andrés 1,031 1,035 1,039 1,034 0,000 1,030 1,032 1,028 1,033 1,033 1,033 1,033 1,033

Cardones 220 1,030 1,032 1,034 1,033 1,032 1,031 1,032 1,027 1,031 1,032 1,032 1,032 1,032

Maitencillo 220 1,049 1,053 1,056 1,058 1,058 1,053 1,055 1,049 1,054 1,057 1,057 1,057 1,057

Punta Colorada 220 1,022 1,036 1,042 1,049 1,051 1,035 1,042 1,022 1,036 1,046 1,046 1,048 1,047

Pad de Azucar 220 1,008 1,024 1,031 1,037 1,040 1,024 1,031 1,008 1,031 1,034 1,034 1,037 1,036

Las Palmas 220 1,009 1,022 1,030 1,038 1,042 1,022 1,029 1,009 1,035 1,032 1,034 1,041 1,039

Los Vilos 220 1,004 1,015 1,021 1,030 1,033 1,015 1,021 1,004 1,028 1,027 1,029 1,027 1,030

Los Nogales 220 1,012 1,015 1,017 1,020 1,021 1,015 1,017 1,012 1,020 1,020 1,021 1,021 1,019

Quillota 220 1,017 1,019 1,020 1,021 1,022 1,019 1,020 1,017 1,021 1,021 1,022 1,022 1,021

D. de A. 110 1,034 1,034 1,042 0,000 0,000 1,015 1,017 1,027 1,035 1,035 1,035 1,035 1,035

Paposo 15 kV C1 1,029 1,035 1,051 0,000 0,000 1,013 1,016 1,025 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030

Paposo 15 kV C2 1,029 1,035 1,051 0,000 0,000 1,013 1,016 1,025 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030


Salida del C2 de la

línea 2x220 kV

Maitencillo -

Punta Colorada

Salida de la línea

220 kV La Cebada -

Las Palmas

Salida de la línea

220 kV Don Goyo -

Las Palmas

Salida del C2 de la

línea 220 kV Las

Palmas - Los Vilos

Salida del C2 de la

línea 220 kV Los

Vilos - Nogales

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L1

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L2

Salida de la línea

3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3

Nombre de la barra

Salida de la línea

220 kV San Andrés

- Cardones.

Caso sin

contingencia

Salida del PFV

Lalackama

Salida del PE

Taltal

Salida de la línea

220 kV Carrera

Pinto - San Andrés



39









la NTSyCS.




Tabla 4-6: Niveles de carga de los transformadores de poder, para el en escenario de alta

demanda y con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.




Cardones 220/110kV-75MVA T1 91,57 91,74 91,85 91,62 91,50 91,58 91,64 91,35 91,74 91,79 91,79 91,81 91,80

Cardones 220/110kV-75MVA T2 52,92 51,67 50,72 49,24 48,53 51,71 50,79 53,77 52,63 52,31 52,31 52,29 52,29

Cardones 220/110kV - 60/75MVA T3 52,32 51,09 50,15 48,68 47,98 51,12 50,21 53,16 52,03 51,72 51,71 51,69 51,70

Maitencillo 220/110kV-90MVA T1 30,87 29,65 28,84 27,72 27,19 29,70 28,92 29,98 28,78 24,31 24,30 24,24 24,26


P. Azucar 3 220/110kV-75MVA T9 55,87 55,58 55,79 56,60 57,10 55,62 55,83 55,89 55,18 56,57 56,55 56,44 56,48

P. Azucar 1 220/110kV-75MVA T3 64,99 64,66 64,90 65,84 66,43 64,70 64,94 65,02 64,19 65,81 65,79 65,66 65,70

P. Azucar 2 220/110kV-75MVA T4 68,31 67,96 68,21 69,20 69,81 68,00 68,25 68,33 67,46 69,17 69,14 69,00 69,05

Caso sin

cont.

Salida del PFV

Lalackama

Salida del

PE TaltalTransformador

Salida del C2 de

la línea 220 kV

Los Vilos -

Nogales


Salida del C2 de

la línea 2x220 kV

Maitencillo -

Punta Colorada

Salida de la línea

220 kV La Cebada

- Las Palmas

Salida de la línea

220 kV Don Goyo

- Las Palmas

Salida del C2 de

la línea 220 kV

Las Palmas - Los

Vilos

Salida de la línea

2x220 kV Diego

de Almagro -

Paposo L1

Salida de la línea

2x220 kV Diego

de Almagro -

Paposo L2

Salida de la línea

3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3

Salida de la línea

220 kV San

Andrés -

Cardones.

Salida de la línea

220 kV Carrera

Pinto - San Andrés



40





4.3 Escenario 2: demanda alta, con una unidad de la central Taltal en servicio, sistema

con ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar - Nogales





Los PE Taltal y PFV Lalackama se encuentran operando a plena capacidad.

En el ANEXO B se detallan los resultados de las transferencias de potencia del escenario

2 para el caso pre-contingencia.



porcentaje respecto de sus capacidades nominales en estado pre y postcontingencia.


de potencia.



41





Tabla 4-7: Nivel de carga por tramos en escenario de demanda alta y con la central termoeléctrica Taltal 1 en servicio y Taltal 2 fuera de

servicio.


















La Cebada - Tap MR L1 224 66,8 58,1 50,9 32,6 30,8 57,3 50,4 66,7 37,2 0,0 63,1 27,6 32,1














Salida del C2 de

la línea 2x220

kV Maitencillo -

Punta Colorada

Salida de la

línea 220 kV La

Cebada - Las

Palmas

Salida de la

línea 220 kV

Don Goyo - Las

Palmas

Salida del C2 de

la línea 220 kV

Las Palmas - Los

Vilos

NameCaso sin

contingencia

Salida del PFV

Lalackama

Salida del PE

Taltal

Salida del C2 de

la línea 220 kV

Los Vilos -

Nogales


Rated

Capacity

[MVA]

Salida de la

línea 220 kV

Carrera Pinto -

San Andrés

Salida de la

línea 220 kV

San Andrés -

Cardones.

Salida de la

línea 2x220 kV

Diego de

Almagro -

Paposo L1

Salida de la

línea 2x220 kV

Diego de

Almagro -

Paposo L2

Salida de la

línea 3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3



42






dirigen de norte a sur. En los casos de fallas en las líneas Diego de Almagro – San Andrés

y San Andrés – Cardones 220 kV, las redes al norte de las respectivas líneas quedan

operando de manera aislada del resto del sistema, pero de forma estable debido a la

operación de la termoeléctrica Taltal 1.

Sin embargo, debido al comportamiento exportador del sistema al norte de la S/E

Cardones, esta contingencia provoca un exceso de generación en la zona aislada, con

elevaciones de frecuencia y activación de protecciones que eventualmente sacarán

de servicio a los parques solares y eólicos de esta zona cuyas señales de tensión y

corriente alterna sean construidas mediante inversores estáticos.

Los flujos de potencia en las líneas simple circuito 220 kV Carrera Pinto – San Andrés –

Cardones se encuentran cercanos a los límite técnicos, pero dentro de sus capacidades

nominales. Dicha capacidad limita la generación del norte de la subestación Cardones.



entre las subestaciones Maitencillo y Nogales, la carga sobre las líneas en condiciones

de pre-contingencia alcanza un valor cercano al 84%. El criterio N-1 se mantiene en

estos corredores debido al EDAG por contingencia específica de una de las unidades

de la subestación Guacolda.









línea Los Vilos – Las Palmas, siendo necesario desprender un monto de generación de

243,6 MW (150 MW en central Guacolda y 93,6 MW en centrales de zona 3).


En la Tabla 4-8 presentan los niveles de tensión en cada una de las barras relevantes





43





Tabla 4-8: Tensiones en barra en escenario de alta demanda y con la central termoeléctrica Taltal 1 en servicio y Taltal 2 fuera de servicio.

Paposo 220 1,017 1,022 1,025 1,030 1,032 1,009 1,010 1,016 1,017 1,017 1,017 1,017 1,017

Tap Off PE Taltal 220 1,016 1,022 1,025 1,030 1,032 1,006 0,000 1,016 1,016 1,016 1,016 1,016 1,016


D. de A. 220 1,006 1,010 1,013 1,013 1,017 1,000 1,003 1,006 1,006 1,006 1,006 1,006 1,006

Carrera Pinto 220 1,017 1,022 1,025 1,023 1,028 1,018 1,021 1,015 1,017 1,017 1,017 1,017 1,017

San Andrés 1,022 1,026 1,028 1,032 1,029 1,024 1,026 1,019 1,022 1,023 1,023 1,023 1,023

Cardones 220 1,026 1,028 1,030 1,032 1,031 1,028 1,029 1,023 1,027 1,028 1,028 1,028 1,028

Maitencillo 220 1,049 1,053 1,055 1,058 1,058 1,053 1,055 1,049 1,053 1,055 1,055 1,056 1,056

Punta Colorada 220 1,028 1,037 1,042 1,050 1,050 1,038 1,042 1,028 1,036 1,046 1,046 1,047 1,047

Pan de Azucar 220 1,017 1,028 1,032 1,038 1,039 1,028 1,032 1,017 1,031 1,034 1,035 1,036 1,036

Las Palmas 220 1,019 1,027 1,031 1,040 1,041 1,027 1,031 1,019 1,036 1,033 1,034 1,039 1,038

Los Vilos 220 1,010 1,017 1,022 1,031 1,032 1,017 1,022 1,010 1,028 1,027 1,029 1,026 1,030

Los Nogales 220 1,013 1,015 1,017 1,020 1,021 1,016 1,017 1,013 1,019 1,020 1,021 1,021 1,019

Quillota 220 1,018 1,019 1,020 1,022 1,022 1,019 1,020 1,018 1,021 1,021 1,022 1,022 1,021

D. de A. 110 1,017 1,020 1,022 1,022 1,025 1,013 1,015 1,017 1,017 1,017 1,017 1,017 1,017

Paposo 15 kV C1 1,010 1,010 1,010 1,010 1,010 1,010 1,010 1,010 1,010 1,010 1,010 1,010 1,010

Paposo 15 kV C2 1,006 1,012 1,014 1,019 1,021 0,998 0,999 1,006 1,006 1,006 1,006 1,006 1,006

Nombre de la barraCaso sin

contingencia

Salida del PFV

Lalackama

Salida del PE

Taltal

Salida de la línea

220 kV Carrera

Pinto - San Andrés

Salida de la línea

220 kV San Andrés

- Cardones.

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L1

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L2

Salida de la línea

3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3


Salida del C2 de la

línea 2x220 kV

Maitencillo -

Punta Colorada

Salida de la línea

220 kV La Cebada -

Las Palmas

Salida de la línea

220 kV Don Goyo -

Las Palmas

Salida del C2 de la

línea 220 kV Las

Palmas - Los Vilos

Salida del C2 de la

línea 220 kV Los

Vilos - Nogales



44









la NTSyCS.




Tabla 4-9: Niveles de carga de los transformadores de poder, para un escenario de alta demanda

y con la central termoeléctrica Taltal 1 en servicio y Taltal 2 fuera de servicio.




Cardones 220/110kV-75MVA T1 90,95 91,07 91,12 91,11 91,07 91,02 91,06 90,78 90,78 91,04 91,07 91,08 91,08 91,08

Cardones 220/110kV-75MVA T2 52,87 51,74 50,88 48,89 48,71 51,67 50,84 53,65 53,65 52,66 52,35 52,34 52,33 52,33

Cardones 220/110kV - 60/75MVA T3 52,27 51,15 50,31 48,33 48,16 51,08 50,26 53,04 53,04 52,06 51,75 51,74 51,73 51,73

Maitencillo 220/110kV-90MVA T1 30,92 29,89 29,19 27,61 27,48 29,83 29,17 30,05 30,05 29,03 24,61 24,59 24,56 24,56

Maitencillo 220/110kV-90MVA T2 32,18 31,10 30,38 28,73 28,60 31,05 30,35 31,27 31,27 30,21 25,61 25,59 25,56 25,56

P. Azucar 3 220/110kV-75MVA T9 55,44 55,47 55,80 56,94 57,09 55,51 55,83 55,44 55,44 55,25 56,65 56,62 56,57 56,57

P. Azucar 1 220/110kV-75MVA T3 64,50 64,53 64,91 66,24 66,41 64,57 64,95 64,49 64,49 64,28 65,90 65,86 65,80 65,81

P. Azucar 2 220/110kV-75MVA T4 67,79 67,82 68,22 69,62 69,79 67,87 68,26 67,78 67,78 67,56 69,26 69,22 69,16 69,16

Salida de la línea

220 kV Carrera

Pinto - San Andrés

Salida de la línea

3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3

Salida de la línea

2x220 kV Diego

de Almagro -

Paposo L2

Salida de la línea

220 kV San Andrés

- Cardones.

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L1

Salida de la línea

220 kV Don Goyo

- Las Palmas

Salida del C2 de

la línea 220 kV

Las Palmas - Los

Vilos

Salida del C2 de

la línea 220 kV

Los Vilos -

Nogales

Salida de la línea

3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3

Salida del C2 de

la línea 2x220 kV

Maitencillo -

Punta Colorada

TransformadorCaso sin

cont.

Salida del PFV

Lalackama

Salida del

PE Taltal

Salida de la línea

220 kV La Cebada

- Las Palmas




45





4.4 Escenario 3: demanda alta con las dos unidades de la Central Taltal en servicio,

sistema con ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar - Nogales





Los PE Taltal y PFV Lalackama se encuentran operando a plena capacidad.

En el ANEXO C se detallan los resultados de las transferencias de potencia del escenario

3 para el caso pre-contingencia.



porcentaje respecto de sus capacidades, en estado pre y postcontingencia. Se

destacan en amarillo los valores cercanos al 100% y en verde, donde no existe flujo de

potencia.



46





Tabla 4-10: Nivel de carga por tramos en escenario de demanda alta y con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 en servicio.


















La Cebada - Tap MR L1 224 66,5 57,8 50,7 32,9 32,9 56,8 50,0 66,4 36,9 0,0 62,7 27,3 31,7














Salida de la

línea 220 kV La

Cebada - Las

Palmas

Salida de la

línea 220 kV

Don Goyo - Las

Palmas

Salida del C2 de

la línea 220 kV

Las Palmas - Los

Vilos

NameCaso sin

contingencia

Salida del PFV

Lalackama

Salida del PE

Taltal

Salida del C2 de

la línea 220 kV

Los Vilos -

Nogales


Rated

Capacity

[MVA]

Salida de la

línea 220 kV

Carrera Pinto -

San Andrés

Salida de la

línea 220 kV

San Andrés -

Cardones.

Salida de la

línea 2x220 kV

Diego de

Almagro -

Paposo L1

Salida de la

línea 2x220 kV

Diego de

Almagro -

Paposo L2

Salida de la

línea 3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3

Salida del C2 de

la línea 2x220

kV Maitencillo -

Punta Colorada



47






dirigen de norte a sur. Para evitar sobrecarga en las líneas simple circuito entre las

subestaciones Diego de Almagro y Cardones debido a la entrada en servicio de las

centrales Taltal 1 y 2, se reduce la generación de ambas a 75 MW y se modifica el

despacho de proyectos solares y eólicos. En tales condiciones, las líneas mencionadas

operan a valores cercanos al límite de sus capacidades nominales.


Cardones 220 kV, las redes al norte de las respectivas contingencias quedan operando

de manera aislada del resto del sistema pero de forma estable, debido a la operación

de las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2. Sin embargo, de manera símil al escenario 2,

se considera que los parques solares y eólicos de esta zona, cuyas señales de tensión y

corriente alterna sean construidas mediante inversores estáticos, se encontrarán fuera

de servicio por la actuación de protecciones en los respectivos parques.


relacionados con sobrecargas en líneas de transmisión.



entre las subestaciones Maitencillo y Pan de Azúcar, la carga sobre las líneas en

condiciones de pre contingencia alcanza un valor cercano al 84%. El criterio N-1 se

mantiene en estos corredores debido al EDAG por contingencia específica de una de

las unidades de la subestación Guacolda.









línea Los Vilos – Las Palmas, siendo necesario desprender un monto de generación igual

a 243,6 MW(150 MW en central Guacolda y 93,6 MW en centrales de zona 3).


En la Tabla 4-11 presentan los niveles de tensión en cada una de las barras relevantes





48





Tabla 4-11: Tensiones en barra en escenario de alta demanda y con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera en servicio.

Paposo 220 1,024 1,028 1,031 1,034 1,035 1,019 1,021 1,023 1,024 1,024 1,024 1,024 1,024

Tap Off PE Taltal 220 1,022 1,026 1,030 1,033 1,035 1,013 0,000 1,021 1,022 1,022 1,022 1,022 1,022


D. de A. 220 1,005 1,009 1,014 1,014 1,018 0,998 1,001 1,005 1,005 1,006 1,006 1,006 1,006

Carrera Pinto 220 1,014 1,020 1,024 1,021 1,026 1,014 1,018 1,013 1,015 1,015 1,015 1,015 1,015

San Andrés 1,020 1,024 1,027 1,032 1,027 1,022 1,024 1,017 1,021 1,021 1,021 1,021 1,021

Cardones 220 1,025 1,028 1,030 1,032 1,031 1,027 1,028 1,022 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027

Maitencillo 220 1,049 1,052 1,054 1,058 1,058 1,052 1,054 1,049 1,052 1,055 1,055 1,055 1,055

Punta Colorada 220 1,027 1,037 1,042 1,050 1,050 1,038 1,042 1,027 1,036 1,046 1,046 1,047 1,047

Pan de Azucar 220 1,016 1,028 1,032 1,039 1,038 1,028 1,032 1,016 1,031 1,034 1,035 1,036 1,037

Las Palmas 220 1,017 1,026 1,031 1,041 1,041 1,027 1,031 1,017 1,037 1,031 1,035 1,039 1,041

Los Vilos 220 1,008 1,017 1,022 1,032 1,032 1,017 1,022 1,008 1,029 1,026 1,030 1,027 1,032

Los Nogales 220 1,013 1,016 1,017 1,021 1,021 1,016 1,017 1,013 1,020 1,020 1,021 1,021 1,019

Quillota 220 1,018 1,019 1,020 1,022 1,022 1,020 1,020 1,018 1,022 1,022 1,023 1,023 1,022

D. de A. 110 1,016 1,021 1,025 1,026 1,030 1,008 1,012 1,016 1,017 1,017 1,017 1,017 1,017

Paposo 15 kV C1 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020

Paposo 15 kV C2 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020

Nombre de la barraCaso sin

contingencia

Salida del PFV

Lalackama

Salida del PE

Taltal

Salida de la línea

220 kV Carrera

Pinto - San Andrés

Salida de la línea

220 kV San Andrés

- Cardones.

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L1

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L2

Salida de la línea

3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3


Salida del C2 de la

línea 2x220 kV

Maitencillo -

Punta Colorada

Salida de la línea

220 kV La Cebada -

Las Palmas

Salida de la línea

220 kV Don Goyo -

Las Palmas

Salida del C2 de la

línea 220 kV Las

Palmas - Los Vilos

Salida del C2 de la

línea 220 kV Los

Vilos - Nogales



49









la NTSyCS.




Tabla 4-12: Niveles de carga de los transformadores de poder, para un escenario de alta

demanda y con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera en servicio.




Cardones 220/110kV-75MVA T1 91,04 91,17 91,23 91,23 91,21 91,10 91,15 90,86 91,13 91,17 91,17 91,18 91,18

Cardones 220/110kV-75MVA T2 52,64 51,49 50,62 48,66 48,67 51,40 50,57 53,33 52,41 52,10 52,09 52,08 52,08

Cardones 220/110kV - 60/75MVA T3 52,04 50,90 50,05 48,10 48,12 50,81 49,99 52,72 51,81 51,50 51,50 51,49 51,49



P. Azucar 3 220/110kV-75MVA T9 55,49 55,49 55,80 56,90 56,90 55,54 55,85 55,48 55,26 56,65 56,63 56,57 56,55

P. Azucar 1 220/110kV-75MVA T3 64,56 64,55 64,91 66,19 66,20 64,61 64,97 64,54 64,28 65,90 65,87 65,80 65,78

P. Azucar 2 220/110kV-75MVA T4 67,85 67,85 68,22 69,57 69,57 67,90 68,29 67,84 67,56 69,27 69,23 69,16 69,14

Salida de la línea

220 kV Carrera

Pinto - San Andrés

Salida de la línea

3x220 kV

Cardones -

Maitencillo L3

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L2

Salida de la línea

220 kV San Andrés -

Cardones.

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo L1

Salida del C2 de la

línea 220 kV Las

Palmas - Los Vilos

Salida del C2 de la

línea 220 kV Los

Vilos - Nogales

Salida del

PE Taltal

Salida del C2 de la

línea 2x220 kV

Maitencillo - Punta

Colorada

Salida de la línea

220 kV La Cebada

- Las Palmas

Salida de la línea

220 kV Don Goyo -

Las Palmas


Transformador Caso sin cont.Salida del PFV

Lalack.



50





5 Análisis de ERAG en PE Taltal y PFV Lalackama

En virtud de lo solicitad por la Dirección de Operación del CDEC-SIC en su carta N° 0150-

2014, con el objeto de aumentar la capacidad técnica de transmisión de la línea de

doble circuito Paposo – Diego de Almagro 2x220 kV, se proponen esquemas de

reducción automática de generación (ERAG) que deberán ser implementados en el PE

Taltal y PFV Lalackama. El ERAG constituye a un plan de acción eficaz y automático,

que operará de manera rápida ante la ocurrencia de una contingencia en alguno de

los circuitos de la línea Paposo – Diego de Almagro 2x220 kV, cuya acción reducirá el

despacho del PE Taltal y Lalackama, de manera de evitar eventuales problemas de

sobrecargas en el circuito sano. Lo anterior, se daría en un escenario de alto despacho

de las unidades térmicas de Taltal térmica y de las centrales ERNC Taltal y Lalackama.

5.1 Escenarios de pre-contingencia a evaluar

Para el análisis de ERAG en el PE Taltal y PFV Lalackama, se consideran escenarios de

evaluación pre-contingencia más exigentes en términos de suficiencia sobre la línea

Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV, cuando uno de sus circuitos sale de servicio. Los

escenarios evaluados son los siguientes:

Escenario 4.1: se utiliza un despacho similar al escenario 3 descrito en la sección 3.1 y en

la Tabla 3-2, con la diferencia que:

o Ambas centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 operan a plena capacidad (120

MW cada una).

o El PFV Lalackama opera a toda capacidad generando 55 MW

o El PE Taltal genera en conjunto 8,4 MW (máximo despacho permitido debido

a la restricción de capacidad de la línea Diego de Almagro – Carrera Pinto

220 kV).

En este escenario se analiza la operación del ERAG en el PFV Lalackama,,

considerando la operación normal y tras una contingencia sobre el circuito 2 de la

línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV.

Escenario 4.2: se utiliza un despacho como el escenario 3 descrito en la sección 3.1 y en

la Tabla 3-2, con la diferencia que:

o Ambas centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 operan a plena carga (120 MW

cada una).

o El PFV Lalackama se encuentra fuera de servicio.

o El PE Taltal genera en conjunto 63 MW (máximo despacho permitido debido

a la restricción de capacidad de la línea Diego de Almagro – Carrera Pinto

220 kV).

En este escenario se analiza la operación del ERAG en el PE Taltal, considerando la

operación normal y tras una contingencia sobre el circuito 1 de la línea Diego de

Almagro – Paposo 2x220 kV.

5.2 ERAG en PFV Lalackama

Con las centrales térmicas Taltal 1 y 2 despachando 240 MW sobre la barra Paposo 220 y

el PFV Lalackama generando 55 MW, se cumple con una de las condiciones de pre

contingencia para la activación del ERAG, el cual operará ante la ocurrencia de una



51





contingencia en el circuito 2 de la línea Paposo – Diego de Almagro. El detalle de las

simulaciones se encuentra en el ANEXO D.

Ante la ocurrencia de esta contingencia, el PFV Lalackama debe reducir su generación

para no sobrepasar las capacidades de transmisión del circuito 1. En tal condición, el

parque solar reduce su inyección al sistema a 45 MW, reduciendo un monto

aproximado de 10 MW.

Dado que el escenario evaluado representa la situación más exigente postcontingencia

para el circuito 1 de la línea mencionada, el PFV Lalackama requiere de un ERAG que

pueda reducir la generación del parque a 45 MW aproximadamente, de manera de

enfrentar la contingencia en diferentes condiciones de operación de la red eléctrica.

El sistema presentado verifica el cumplimiento respecto de la suficiencia y niveles de

tensión de instalaciones involucradas, para la operación en régimen permanente.

5.3 ERAG en PE Taltal

En condiciones de operación normal, las centrales térmicas Taltal 1 y 2 despachan 240

MW sobre la barra Paposo 220 y el PE Taltal genera 63 MW, restringido por la capacidad

de la línea Diego de Almagro – Carrera Pinto 1x220 kV. En estas condiciones, se cumple

con una de las condiciones de pre contingencia para la activación del ERAG, el cual

operará ante la ocurrencia de una contingencia en el circuito 1 de la línea Paposo –

Diego de Almagro. El detalle de las simulaciones se encuentra en el ANEXO D.

Ante la ocurrencia de una contingencia en el circuito 1 de la línea Diego de Almagro –

Paposo 2x220 kV, el PE Taltal debe reducir su generación para no sobrepasar las

capacidades de transmisión del circuito 2. El parque eólico reduce su inyección al

sistema a 45 MW, reduciendo un monto aproximado de 18 MW.

Dado que el escenario evaluado representa la situación más exigente de

postcontingencia para el circuito 1 de la línea mencionada, el PE Taltal requiere de un

ERAG que permita reducir la generación del parque a 45 MW como mínimo

aproximadamente, de manera de enfrentar la contingencia en diferentes condiciones

de operación de la red eléctrica.

El sistema presentado verifica el cumplimiento respecto de la suficiencia y niveles de

tensión de instalaciones involucradas, para la operación en régimen permanente.

5.4 Contingencias para el Escenario 4

Las contingencias consideradas en el escenario 4 son las siguientes:


Almagro, que involucra la


Almagro.

Contingencia 3: Salida de servicio del equipo SVC Plus de Diego de Almagro.

Contingencia 4: Apertura intempestiva del interruptor 52J3 de la S/E Diego de

Almagro.



52





5.5 Resultados y análisis en régimen permanente

En la Tabla 5-1 se presentan los niveles de carga sobre las líneas del sistema de

transmisión, considerando los escenarios y contingencias respectivas de cada caso.

Adicionalmente, en la Tabla 5-2 se presentan los niveles de tensión obtenidos de cada

caso evaluado.

Tabla 5-1: Nivel de carga por tramos de línea del sistema en estudio, para los escenarios 4.1 y 4.2

Paposo -Tap Off L1 220kV 285 34,1 84,0 33,9 83,3 50,4 0,0 98,9

Paposo - Tap Off L2 220kV 285 48,1 0,0 48,0 12,2 31,6 83,3 18,7

Tap Off - Diego de Almagro L1 220kV 285 52,4 99,9 52,2 99,8 50,3 0,0 98,9

Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV 285 50,8 0,0 50,6 8,8 52,6 99,6 8,8

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV 197 99,0 91,0 96,8 91,8 98,7 91,3 90,9

San Andrés - Carrera Pinto 220kV 197 95,6 86,3 94,2 87,3 94,9 86,2 85,9

Cardones - San Andrés 220kV 197 94,8 85,3 93,5 86,4 94,1 85,2 84,9

Tap Off Valleland - Cardones 220kV L1 197 29,2 26,4 29,1 26,7 29,1 26,4 26,4

Maitencillo -Tap Off Valleland L1 197 16,0 16,3 15,6 16,3 15,9 16,2 16,2

Maitencillo - Cardones 220kV L3 290 13,9 12,8 13,8 12,9 13,8 12,8 12,8

Maitencillo - Cardones 220kV L2 290 13,9 12,8 13,8 12,9 13,8 12,8 12,8

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1 197 84,0 79,4 84,1 79,9 83,8 79,5 79,5

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C2 197 84,0 79,4 84,1 79,9 83,8 79,5 79,5

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1 197 83,6 78,9 83,7 79,4 83,4 79,0 79,0

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C2 197 83,6 78,9 83,7 79,4 83,4 79,0 79,0

Pan de Azucar - Tap Talinay L1 224 40,4 36,1 40,5 36,6 40,2 36,3 36,2

Tap Talinay - Tap Off Cururos 220 L1 224 38,9 34,7 39,0 35,2 38,8 34,8 34,7

La Cebada - Tap MR L1 224 66,8 62,8 66,9 63,3 66,7 63,0 62,9

Tap MR - Las Palmas L1 224 79,1 75,1 79,2 75,6 79,0 75,2 75,2

Pan de Azucar - Don Goyo 224 25,4 21,1 25,5 21,6 25,2 21,2 21,1

Don Goyo - Tap Talinay L2 224 54,4 50,4 54,5 50,9 54,3 50,5 50,5

Tap Talinay - Tap MR L2 224 81,0 76,8 81,1 77,3 80,9 77,0 76,9

Tap MR - Las Palmas L2 224 80,8 76,7 80,9 77,2 80,7 76,8 76,8

Los Vilos - Las Palmas L2 224 99,6 95,4 99,7 95,9 99,5 95,6 95,5

Los Vilos - Las Palmas L1 224 99,6 95,4 99,7 95,9 99,5 95,6 95,5

Nogales - Los Vilos 220 kV C2 224 91,6 87,4 91,7 87,9 91,4 87,6 87,5

Nogales - Los Vilos 220 kV C1 224 91,6 87,4 91,7 87,9 91,4 87,6 87,5

Quillota - Nogales 220 kV C2 224 12,4 10,8 12,4 11,0 12,3 10,8 10,8

Quillota - Nogales 220 kV C1 224 12,4 10,8 12,4 11,0 12,3 10,8 10,8

Tap Off Taltal - SE Taltal 243 4,2 0,0 4,0 2,7 24,8 19,2 18,9

Tap Off - SE Lalackama 243 21,9 19,1 21,8 20,0 0,0 0,0 0,0

Name

Análisis EDAG en PFV Lalackama

Caso Base -

Escenario 4.1

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo L2

Caso Base -

Escenario 4.2

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo L1

Rated

Capacity

[MVA]

Salida de los SVC-

Plus en SE Diego de

Almagro

Apertura

interruptor 52J3 en

SE Diego de Almagro

Apertura

interruptor

52J3 en SE

Diego de

Almagro

Porcentaje de carga [%] sobre las líneas después de ocurrida la contingencia

Análisis EDAG en PE Taltal



53





Tabla 5-2: Tensiones en barra del sistema en estudio, para los escenarios 4.1 y 4.2

En los escenarios previos a contingencias, la generación de los PE Taltal y PFV

Lalackama son definidas debido a la restricción de transmisión impuesta por la línea

Diego de Almagro – Paposo 220 kV, la que opera al límite de su capacidad.

En dichos escenarios, la transmisión de potencia desde la zona norte a sur del SIC se ve

limitada por la capacidad del tramo de línea Las Palmas – Los Vilos 2x220 kV, para

verificar el cumplimiento del Criterio N-1.

Paposo 220 1,024 1,008 1,029 1,021 1,025 1,013 1,020

Tap Off PE Taltal 220 1,023 0,000 1,028 1,027 1,023 1,005 1,026

Tap Off PFV Lalackama 220 1,022 0,999 1,027 1,011 1,022 0,000 1,011

D. de A. 220 1,005 0,991 1,017 0,993 1,006 0,993 0,994

Carrera Pinto 220 1,013 1,008 1,019 1,009 1,014 1,010 1,010

San Andrés 1,019 1,018 1,022 1,018 1,020 1,018 1,019

Cardones 220 1,025 1,025 1,026 1,025 1,025 1,025 1,025

Maitencillo 220 1,048 1,050 1,048 1,049 1,048 1,050 1,050

Punta Colorada 220 1,026 1,030 1,026 1,030 1,026 1,030 1,030

Pand de Azucar 220 1,014 1,020 1,014 1,019 1,014 1,019 1,020

Las Palmas 220 1,015 1,020 1,015 1,019 1,015 1,019 1,019

Los Vilos 220 1,007 1,011 1,007 1,011 1,008 1,011 1,011

Los Nogales 220 1,013 1,014 1,013 1,014 1,013 1,014 1,014

Quillota 220 1,018 1,019 1,018 1,019 1,018 1,019 1,019

D. de A. 110 1,016 1,002 1,029 1,004 1,017 1,003 1,004

Paposo 15 kV C1 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020

Paposo 15 kV C2 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020 1,020

Tensiones en las barras del sistema en p.u.

Análisis EDAG en PFV Lalackama

Salida de los SVC-

Plus en SE Diego de

Almagro

Análisis EDAG en PE Taltal

Apertura

interruptor 52J3

en SE Diego de

Almagro

Apertura

interruptor 52J3 en

SE Diego de

Almagro

Nombre de la barra Caso Base -

Escenario 4.1

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L1

Caso Base -

Escenario 4.2

Salida de la línea

2x220 kV Diego de

Almagro - Paposo

L2



54





6 Conclusiones

El presente estudio da cuenta de los resultados obtenidos de los estudios de impacto

estático debido a la conexión del PFV Lalackama y PE Taltal, considerando las nuevas

unidades generadoras y las contingencias señaladas por el CDEC-SIC.

Los escenarios de evaluación simulados corresponden a condiciones de alta demanda

y una hidrología seca, las que difieren entre sí en la participación en el despacho de las

unidades termoeléctricas Taltal 1 y 2.

De los resultados de los flujos de potencia de cada uno de los escenarios evaluados y

contingencias estudiadas, se verifica el cumplimiento de la normativa técnica en cada

una de las instalaciones analizadas. En específico, no se presentan problemas de

tensión en barras y ni sobrecargas en líneas de transmisión.

Para la totalidad de los escenarios evaluados en el presente estudio, el despacho de

potencia de las centrales ERNC al norte de la S/E Nogales debe ser restringido en orden

de respetar los límites de capacidad de transmisión de los corredores Diego de Almagro

– Carrera Pinto – Cardones 1x220 kV, Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar

2x220 y Las Palmas – Los Vilos – Nogales 2x220 kV. Esta situación obligará a aplicar un

factor de despacho por zonas de congestión, definiendo tres zonas claras en función de

las tres restricciones anteriormente indicadas.

En base a lo anterior y a las condiciones actuales del norte del SIC, las centrales ERNC

pertenecientes a la zona 3 (comprendida entre las subestaciones Pan de Azúcar y

Nogales) son las que sufrirán una mayor restricción en su despacho, cuyo factor de

despacho se estima en un 21%. Esta condición se encuentra totalmente en

contraposición con el criterio económico de despacho y del aprovechamiento óptimo

del sistema de trasmisión. Por ello, el estudio se ha desarrollado considerando la

presencia de un ERAG/EDAG para las líneas ubicadas en la zona 3, que

desconecte/reduzca el despacho de centrales ERNC tras la identificación de

sobrecarga en postcontingencia, y con esto permitir un incremento del factor de

despacho de un 21% a un 80%. Con esto, las instalaciones de transmisión podrán ser

exigidas al límite de su capacidad, siendo por ello un escenario de mayor exigencia

para el sistema.

Es importante señalar que el detalle de los ERAG/EDAG del corredor Pan de Azúcar -

Nogales no es parte del alcance del presente estudio, pero si se alude a la necesidad

de su implementación en el sistema previo a la conexión de los proyectos Tal Tal Eólico y

Lalckama. En este sentido, se ha planteado como alternativa complementaria al EDAG

extendido de la Central Guacolda, la implementación de un automatismo adicional

sobre las centrales eólicas que se ubican entre las SS/EE Pan de Azúcar y Los Vilos. Lo

anterior debido a que no se considera factible aprovechar la capacidad total del

corredor entre las SS/EE Pan de Azúcar y Nogales a capacidad N mediante la sola

implementación del EDAG extendido den central Guacolda, por las siguientes razones:

Al enfrentar un evento de cortocircuito en el corredor aludido en un escenario de

transferencia a capacidad N del mismo, será necesario desprender 3 unidades de la

Central Guacolda. Lo anterior someterá la operación del norte del sistema con sólo

una unidad de la Central Guacolda, lo que constituye a un alto riesgo para la

estabilidad del sistema.

Ante una falla en el corredor que ocurra al atardecer y en un escenario que obligue

desprender 3 unidades de la Central Guacolda para afrontar dicha contingencia,

será necesario poner en servicio Centrales diesel para suplir el déficit de potencia

que existe durante el encendido y toma de carga de la o las unidades



55





desprendidas, implicando importantes sobrecostos para la operación del sistema. En

el escenario más conservador se estima que el sobrecosto que implica para la

operación del sistema el desprender una unidad de la Central Guacolda puede

llegar a ser de =MUS$ 354, el cual se estima como:

( )

Donde,

: Cota máxima de sobrecosto del sistema en dólares, la cual considera

que toda la energía que deja de suministrar la unidad de Guacolda

desprendida es reemplazada por central diesel de la zona norte del SIC.

: Potencia máxima de una unidad de la Central Guacolda igual a 150 MW.

: Tiempo de partida de Guacolda en horas, igual a 10 horas.

: Costo variable promedio centrales diesel Termopacífico y Central

Cardones, el cual corresponde a 271,37 $US/MWh.

: Costo variable promedio de unidades de Central Guacolda, el cual

corresponde a 35,4 en $US/MWh8.

Conclusiones respecto del ERAG en el PE Taltal y el PFV Lalackama

Adicionalmente a los escenarios de operación indicados por el CDEC-SIC, se consideran

escenarios de diseño de ERAG destinado a identificar el monto de generación a reducir

en los proyectos Taltal Eólico y Lalackama en términos de operación en régimen

permanente, de manera de satisfacer las condiciones de seguridad definidas por la

NTSyCS.

De los resultados, para la apropiada operación del sistema entre las subestaciones

Diego de Almagro y Paposo, en un escenario de máximo despacho de las unidades de

generación de Taltal y ante contingencias en algunos de sus circuitos de línea Paposo –

Diego de Almagro, el PFV Lalackama y el PE Taltal deben contar con ERAG que

permitan reducir su despacho a 45 MW.

La operación del ERAG en los PE Taltal y PFV Lalackama dependerá de las condiciones

de operación del sistema y particularmente, del despacho de las centrales

termoeléctricas Taltal 1 y 2 junto con la generación de los parques eólicos y solares de la

zona.

El ERAG en el PFV Lalackama deberá operar cuando se detecte la desconexión del

circuito 2 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV, bajo los siguientes criterios:

1. Condición de Activación de ERAG: En condiciones normales de operación, se

deberá activar el ERAG del PFV Lalackama cuando la generación de las

centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 junto ( ) con la generación del

parque solar ( ), superen las capacidades nominales de transmisión del

circuito de línea (285 MW). Esto es, cuando se satisfaga la siguiente condición:

7 Según ITD de Precio de Nudo de Abril 2014.

8 Según ITD de Precio de Nudo de Abril 2014.



56





2. Condición de Operación ERAG: El ERAG operará en el escenario

postcontingencia con la salida del circuito 2 de la línea Diego de Almagro –

Paposo 2x220 kV, solo si en condiciones de precontingencia el ERAG ya se

encontraba activado. La magnitud del ERAG estará determinada por las

capacidades de transmisión postcontingencia, de la manera siguiente:

Análogamente, el ERAG en el PE Taltal operará cuando se detecte la desconexión del

circuito 1 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV, bajo los siguientes criterios:

1. Condición de Activación de ERAG: en condiciones normales de operación, se

activará el ERAG del PE Taltal cuando la generación de las centrales

termoeléctricas Taltal 1 y 2 junto ( ) con la generación del parque

solar ( ), superen las capacidades nominales de transmisión del circuito de

línea (285 MW). Esto es, cuando se satisfaga la siguiente condición:

2. Condición de Operación ERAG: el ERAG operará en el escenario

postcontingencia con la salida del circuito 1 de la línea Diego de Almagro –

Paposo 2x220 kV, solo si previamente se encontraba activado. La magnitud del

ERAG estará determinada por las capacidades de transmisión postcontingencia,

de la manera siguiente:

En conclusión, desde el punto de vista de impacto estático la conexión de los PE Taltal y

PFV Lalackama cumplen con las exigencias normativas de tensión y suficiencia de

instalaciones establecidas en la NTSyCS, siempre que se regule el despacho de los

nuevos proyectos de generación en el norte del SIC y se definan esquemas de ERAG

como los recién definidos o similares.



57





ANEXO A : Flujos de potencia escenario 1 pre-contingencia

En la Tabla A-1 se presenta la convención utilizada para representar los nodos “i y “j” de

las líneas relevantes del sistema para cada uno de los escenarios de operación

analizados.

Tabla A-1: Convención utilizada para los nodos “i” y “j” en las líneas relevantes del sistema.

Nombre de línea Barra Terminal "i" Barra Terminal "j"

Paposo -Tap Off L1 220kV Tap Off PFV Lalackama 220 Paposo 220

Paposo - Tap Off L2 220kV Tap Off PE Taltal 220 Paposo 220

Tap Off - Diego de Almagro L1 220kV Diego de Almagro 220 Tap Off PFV Lalackama 220

Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV Diego de Almagro 220 Tap Off PE Taltal 220

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV Diego de Almagro 220 Carrera Pinto 220

San Andrés - Carrera Pinto 220kV Carrera Pinto 220 San Andrés

Cardones - San Andrés 220kV San Andrés Cardones 220

Tap Off Valleland - Maitencillo 220kV L1 Tap Off Valleland 220 Maitencillo 220

Cardones - Tap Off Valleland L1 Cardones 220 Tap Off Valleland 220

Maitencillo - Cardones 220kV L3 Cardones 220 Maitencillo 220


Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1 Punta Colorada 220 Maitencillo 220


Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1 Punta Colorada 220 Pan de Azucar 220


Pan de Azucar - Tap Talinay L1 Pan de Azucar 220 Tap Off Talinay-1 220

Tap Talinay - Tap Off Cururos 220 L1 Tap Off Talinay-1 220 Cururos 220

Tap Off Cururos - Tap MR L1 Cururos 220 Tap Off Monte Redondo-1 220

Tap MR - Las Palmas L1 Tap Off Monte Redondo-1 220 Las Palmas 220

Pan de Azucar - Tap Off L2 Pan de Azucar 220 El Arrayan 220

Tap Off - Tap Talinay L2 El Arrayan 220 Tap Off Talinay-2 220

Tap Talinay - Tap MR L2 Tap Off Talinay-2 220 Tap Off Monte Redondo-2 220


Los Vilos - Las Palmas L2 Los Vilos 220 Las Palmas 220


Nogales - Los Vilos 220 kV C2 Nogales Los Vilos 220


Quillota - Nogales 220 kV C2 Quillota 220 Los Nogales 220


Tap Off Taltal - SE Taltal Tap Off PE Taltal 220 Taltal 220 (SE Elevadora)

Tap Off Lalackama - SE Lalackama Lalackama 220 (SE Elevadora) Tap Off Lalackama 220



58





Los resultados siguientes muestran el detalle de flujo de potencia para el escenario con

las unidades termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera servicio y el sistema con sus automatismos

de reducción o desconexión de generación existentes.

Tabla A-2: Variables eléctricas de tramos de líneas relevantes del sistema en estudio, con las

centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.

Paposo -Tap Off L1 220kV 748 -19,1 1,7 48 19,1 -4,6 50 6,6

Paposo - Tap Off L2 220kV 748 19,2 -7,6 52 -19,2 4,6 50 7,0

Tap Off - Diego de Almagro L1 220kV 748 -72,4 -9,4 186 73,2 -8,4 186 24,9

Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV 748 -76,8 -7,8 197 77,8 -9,1 198 26,4

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV 518 131,4 -43,8 354 -128,8 43,7 345 68,3

San Andrés - Carrera Pinto 220kV 518 165,0 -30,9 426 -162,6 34,1 423 82,3

Cardones - San Andrés 220kV 518 197,6 -40,0 514 -195,3 45,1 511 99,2

Tap Off Valleland - Maitencillo 220kV L1 518 56,7 -29,7 161 -56,2 21,8 151 31,1

Cardones - Tap Off Valleland L1 518 4,9 -33,6 87 -4,8 24,4 63 16,7

Maitencillo - Cardones 220kV L3 762 29,0 -33,6 113 -28,6 16,5 83 14,9


Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1 518 -171,7 22,0 443 178,1 -12,7 447 86,2


Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1 518 171,9 -23,5 443 -166,8 31,0 438 85,6


Pan de Azucar - Tap Talinay L1 587 75,9 -34,2 215 -75,0 27,2 204 36,6

Tap Talinay - Tap Off Cururos 220 L1 587 75,0 -27,2 204 -74,4 22,7 199 34,8

Tap Off Cururos - Tap MR L1 587 92,1 -26,5 245 -92,0 26,1 244 41,7

Tap MR - Las Palmas L1 587 99,4 -25,3 262 -98,9 23,7 260 44,6

Pan de Azucar - Tap Off L2 587 65,5 -34,9 192 -64,8 27,0 180 32,7

Tap Off - Tap Talinay L2 587 85,2 -27,4 229 -84,8 24,9 226 39,0

Tap Talinay - Tap MR L2 587 100,8 -25,3 265 -100,4 24,0 263 45,2


Los Vilos - Las Palmas L2 587 -109,6 19,2 284 111,2 -22,6 290 49,3


Nogales - Los Vilos 220 kV C2 587 -91,1 11,8 236 92,7 -19,1 242 41,2


Quillota - Nogales 220 kV C2 587 54,8 -5,6 141 -54,6 2,4 141 24,1

Quillota - Nogales 220 kV C1 587 54,8 -5,6 141 -54,6 2,4 141 24,1

Tap Off Taltal - SE Taltal 637 -97,0 16,7 249 97,9 -19,9 252 39,5

Tap Off - SE Lalackama 637 54,1 -7,0 138 -54,1 6,7 138 21,6

(*) El va lor negativo s igni fica que se absorbe potencia . Los va lores pos i tivos , que se entrega potencia .

Carga

[%]Nombre Línea Inom [A]

Terminal "i" Terminal "j"

I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]

I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]



59





Tabla A-3: Características de barras del sistema con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera

de servicio.

Tabla A-4: Características de generación de centrales relevantes en el estudio.

Paposo 220 220 229 1,040

Tap Off PE Taltal 220 220 229 1,039

Tap Off PFV Lalackama 220 220 229 1,040

D. de A. 220 220 226 1,027

Carrera Pinto 220 220 227 1,033

San Andrés 220 227 1,030

Cardones 220 220 226 1,029

Maitencillo 220 220 231 1,049

Punta Colorada 220 220 226 1,027

Pand de Azucar 220 220 223 1,016

Las Palmas 220 220 226 1,029

Los Vilos 220 220 226 1,026

Los Nogales 220 220 224 1,020

Quillota 220 220 225 1,022

D. de A. 110 110 114 1,033

Paposo 15 kV C1 15 15 1,029

Paposo 15 kV C2 15 15 1,029

Nombre Barra

Voltaje

nominal

[kV]

Voltaje

[kV]

Voltaje

[p.u.]

Guacolda U2 143.0 13.8 0.97 75.0 -5.24 1.00

Guacolda U1 143.0 13.8 0.97 75.0 -5.24 1.00

Guacolda U3 143.0 13.3 0.96 75.0 -7.24 1.00

Guacolda U4 143.0 13.3 1.01 125.0 -1.75 1.00

Taltal U1 120.0 15 0.00 0.0 0.00 0.00

Taltal U2 120.0 15 0.00 0.0 0.00 0.00

PE Taltal 55,5 0.36 1.04 97.9 -19.93 0.99

PFV Lalackama 99.0 0.65 1.04 54.1 -6.99 0.98

Tensión en

bornes

[p.u.]

Potencia

activa

despachada

[MW]

Potencia

reactiva (*)

despachada

[MVAR]

f.p.Nombre

Potencia

nominal

[MVA]

Tensión

nominal

[kV]



60






las unidades termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera servicio y el sistema con ERAG/EDAG

implementado en el corredor Pan de Azúcar - Nogales.

Tabla A-5: Característica de tramos de líneas relevantes del sistema en estudio, con las centrales

termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.


Paposo - Tap Off L2 220kV 748 18,9 -7,3 51 -18,9 4,2 49 6,8

Tap Off - Diego de Almagro L1 220kV 748 -71,6 -9,6 184 72,5 -9,7 184 24,7

Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV 748 -76,0 -8,2 195 77,0 -10,3 196 26,2
























Quillota - Nogales 220 kV C2 587 -8,4 23,3 64 8,4 -26,9 73 12,4




Carga



I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]

I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]



61





Tabla A-6: Características de barras del sistema con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera

de servicio.

Tabla A-7: Características de generación de centrales relevantes en el estudio.

Paposo 220 220 229 1,040



D. de A. 220 220 226 1,028

Carrera Pinto 220 220 228 1,034

San Andrés 220 227 1,031

Cardones 220 220 227 1,030

Maitencillo 220 220 231 1,049


Pand de Azucar 220 220 222 1,008

Las Palmas 220 220 222 1,009

Los Vilos 220 220 221 1,004

Los Nogales 220 220 223 1,012

Quillota 220 220 224 1,017

D. de A. 110 110 114 1,034

Paposo 15 kV C1 15 15 1,029

Paposo 15 kV C2 15 15 1,029

Nombre Barra

Voltaje

nominal

[kV]

Voltaje

[kV]

Voltaje

[p.u.]

Guacolda U2 143,0 13,8 0,97 75,0 -4,78 1,00

Guacolda U1 143,0 13,8 0,97 75,0 -4,78 1,00

Guacolda U3 143,0 13,3 0,96 75,0 -6,79 1,00

Guacolda U4 143,0 13,3 1,01 117,0 -1,97 1,00

Taltal U1 120,0 15 0,00 0,0 0,00 0,00

Taltal U2 120,0 15 0,00 0,0 0,00 0,00

PE Taltal 55,5 0,36 1,04 96,8 -20,90 0,99

PFV Lalackama 99,0 0,65 1,04 53,6 -8,86 0,98

Tensión en

bornes

[p.u.]

Potencia

activa

despachada

[MW]

Potencia

reactiva (*)

despachada

[MVAR]

f.p.Nombre

Potencia

nominal

[MVA]

Tensión

nominal

[kV]



62





ANEXO B : Flujos de potencia escenario 2 pre-contingencia

A continuación se presenta la convención utilizada para representar los nodos “i y “j” de


analizados.

Tabla B-1: Convención utilizada para los nodos “i” y “j” en las líneas relevantes del sistema.



































63






la termoeléctrica Taltal 1 a plena capacidad y la termoeléctrica Taltal 2 fuera de

servicio.

Tabla B-2: Variables eléctricas de tramos de líneas relevantes del sistema en estudio, con la

central termoeléctrica Taltal 1 en servicio y Taltal 2 fuera de servicio.


Paposo - Tap Off L2 220kV 748 -40,9 1,4 106 41,0 -4,1 106 14,2

Tap Off - Diego de Almagro L1 220kV 748 -129,3 8,3 338 132,1 -10,0 342 45,8

Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV 748 -133,7 9,0 350 136,8 -9,1 354 47,3




























Carga



I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]

I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]



64





Tabla B-3: Características de barras del sistema, con la central termoeléctrica Taltal 1 en servicio y

Taltal 2 fuera de servicio.

Tabla B-4: Características de generación de centrales relevantes en el estudio.

Paposo 220 220 224 1,017



D. de A. 220 220 221 1,006

Carrera Pinto 220 220 224 1,017

San Andrés 220 225 1,022

Cardones 220 220 226 1,026

Maitencillo 220 220 231 1,049


Pand de Azucar 220 220 224 1,017

Las Palmas 220 220 224 1,019

Los Vilos 220 220 222 1,010

Los Nogales 220 220 223 1,013

Quillota 220 220 224 1,018

D. de A. 110 110 112 1,017

Paposo 15 kV C1 15 15 1,010

Paposo 15 kV C2 15 15 1,006

Nombre Barra

Voltaje

nominal

[kV]

Voltaje

[kV]

Voltaje

[p.u.]

Guacolda U2 143,0 13,8 0,97 75,0 -5,07 1,00

Guacolda U1 143,0 13,8 0,97 75,0 -5,07 1,00

Guacolda U3 143,0 13,3 0,96 75,0 -7,08 1,00

Guacolda U4 143,0 13,3 1,01 121,0 -1,93 1,00

Taltal U1 120,0 15 1,01 120,0 8,63 1,00

Taltal U2 120,0 15 0,00 0,0 0,00 0,00

PFV Lalackama 55,5 0,36 1,02 53,6 -9,32 0,99

PE Taltal 99,0 0,65 1,02 96,8 -10,75 0,99

Tensión en

bornes

[p.u.]

Potencia

activa

despachada

[MW]

Potencia

reactiva (*)

despachada

[MVAR]

f.p.Nombre

Potencia

nominal

[MVA]

Tensión

nominal

[kV]



65





ANEXO C :Flujos de potencia escenario 3 pre-contingencia

A continuación se presenta la convención utilizada para representar los nodos “i y “j” de


analizados.

Tabla C-1: Convención utilizada para los nodos “i” y “j” de las líneas relevantes del sistema.



































66






las unidades termoeléctricas Taltal 1 y 2 en servicio, despachadas a 75 MW cada una.

Tabla C-2: Variables eléctricas de las líneas relevantes del sistema en estudio, con las centrales

termoeléctricas Taltal 1 y 2 en servicio.

Paposo -Tap Off L1 220kV 748 -93,6 -4,4 241 93,8 2,7 240 32,2

Paposo - Tap Off L2 220kV 748 -55,9 -6,2 145 56,0 3,6 144 19,3







Cardones - Tap Off Valleland L1 518 -1,8 -32,2 83 1,9 23,0 58 15,9
























Carga



I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]

I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]



67





Tabla C-3: Características de barras del sistema con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 en

servicio.

Tabla C-4: Características de generación de centrales relevantes en el estudio.

Paposo 220 220 225 1,024



D. de A. 220 220 221 1,005

Carrera Pinto 220 220 223 1,014

San Andrés 220 224 1,020

Cardones 220 220 226 1,025

Maitencillo 220 220 231 1,049


Pand de Azucar 220 220 224 1,016

Las Palmas 220 220 224 1,017

Los Vilos 220 220 222 1,008

Los Nogales 220 220 223 1,013

Quillota 220 220 224 1,018

D. de A. 110 110 112 1,016

Paposo 15 kV C1 15 15 1,020

Paposo 15 kV C2 15 15 1,020

Nombre Barra

Voltaje

nominal

[kV]

Voltaje

[kV]

Voltaje

[p.u.]

Guacolda U2 143,0 13,8 0,97 75,0 -4,72 1,00

Guacolda U1 143,0 13,8 0,97 75,0 -4,72 1,00

Guacolda U3 143,0 13,3 0,96 75,0 -6,72 1,00

Guacolda U4 143,0 13,3 1,01 133,0 -0,49 1,00

Taltal U1 120,0 15 1,02 75,0 7,78 0,99

Taltal U2 120,0 15 1,02 75,0 9,38 0,99

PFV Lalackama 55,5 0,36 1,02 53,6 -9,21 0,99

PE Taltal 99,0 0,65 1,03 96,8 -13,08 0,99

Tensión en

bornes

[p.u.]

Potencia

activa

despachada

[MW]

Potencia

reactiva (*)

despachada

[MVAR]

f.p.Nombre

Potencia

nominal

[MVA]

Tensión

nominal

[kV]



68





ANEXO D : Flujos de potencia ERAG PFV Lalackama y PE Taltal

La Tabla D-1 presenta la convención utilizada para representar los nodos “i y “j” de las

líneas relevantes del sistema para cada uno de los escenarios de operación analizados.

Tabla D-1: Convención utilizada para los nodos “i y “j” de las líneas relevantes del sistema



































69





D.1 Análisis ERAG PFV Lalackama

D.1.1 Escenario pre contingencia

Tabla D-2: Variables eléctricas de tramos de líneas relevantes del sistema en estudio, para el

escenario 4.1 previo a contingencias.






























Tap Off Taltal - SE Taltal 637 -8,3 -6,1 26 8,3 -0,5 21 4,2



Carga



I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]

I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]



70





Tabla D-3: Características de barras del sistema para el escenario 4.1, previo a contingencias

Tabla D-4: Características de generación de centrales relevantes en el estudio, en escenario 4.1

precontingencia

Paposo 220 220 225 1,024



D. de A. 220 220 221 1,005

Carrera Pinto 220 220 223 1,013

San Andrés 220 224 1,019

Cardones 220 220 226 1,025

Maitencillo 220 220 231 1,048


Pand de Azucar 220 220 223 1,014

Las Palmas 220 220 223 1,015

Los Vilos 220 220 222 1,007

Los Nogales 220 220 223 1,013

Quillota 220 220 224 1,018

D. de A. 110 110 112 1,016

Paposo 15 kV C1 15 15 1,020

Paposo 15 kV C2 15 15 1,020

Nombre Barra

Voltaje

nominal

[kV]

Voltaje

[kV]

Voltaje

[p.u.]

Guacolda U2 143,0 13,8 0,97 75,0 -4,39 1,00

Guacolda U1 143,0 13,8 0,97 75,0 -4,39 1,00

Guacolda U3 143,0 13,3 0,96 75,0 -6,40 1,00

Guacolda U4 143,0 13,3 1,01 133,0 -0,16 1,00

Taltal U1 120,0 15 1,02 120,0 10,75 1,00

Taltal U2 120,0 15 1,02 120,0 11,36 1,00

PE Taltal 55,5 0,36 1,02 8,3 -0,50 0,99

PFV Lalackama 99,0 0,65 1,03 53,6 -9,20 1,00

Tensión en

bornes

[p.u.]

Potencia

activa

despachada

[MW]

Potencia

reactiva (*)

despachada

[MVAR]

f.p.Nombre

Potencia

nominal

[MVA]

Tensión

nominal

[kV]



71





6.1.2 Escenario post contingencia sobre el circuito 2 de la línea Diego de Almagro –

Paposo 2x220 kV.

Tabla D-5: Característica de tramos de líneas relevantes del sistema en estudio, para el escenario

4.1 post contingencia sobre el circuito 2 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV.


Paposo - Tap Off L2 220kV 748 0,0 0,0 0 0,0 0,0 0 0,0

Tap Off - Diego de Almagro L1 220kV 748 -270,3 72,5 741 284,0 14,8 747 99,9

Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV 748 0,0 0,0 0 0,0 0,0 0 0,0


























Tap Off Taltal - SE Taltal 637 0,0 0,0 0 0,0 0,0 0 0,0



Carga



I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]

I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]



72





Tabla D-6: Características de barras del sistema para el escenario 4.1, post contingencia sobre el

circuito 2 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV.


post contingencia sobre el circuito 2 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV

Paposo 220 220 222 1,008



D. de A. 220 220 218 0,991

Carrera Pinto 220 220 222 1,008

San Andrés 220 224 1,018

Cardones 220 220 225 1,025

Maitencillo 220 220 231 1,050


Pand de Azucar 220 220 224 1,020

Las Palmas 220 220 224 1,020

Los Vilos 220 220 222 1,011

Los Nogales 220 220 223 1,014

Quillota 220 220 224 1,019

D. de A. 110 110 110 1,002

Paposo 15 kV C1 15 15 1,020

Paposo 15 kV C2 15 15 1,020

Nombre Barra

Voltaje

nominal

[kV]

Voltaje

[kV]

Voltaje

[p.u.]

Guacolda U2 143,0 13,8 0,97 75,0 -5,51 1,00

Guacolda U1 143,0 13,8 0,97 75,0 -5,51 1,00

Guacolda U3 143,0 13,3 0,96 75,0 -7,51 1,00

Guacolda U4 143,0 13,3 1,01 133,0 -1,29 1,00

Taltal U1 120,0 15 1,02 120,0 26,07 0,98

Taltal U2 120,0 15 1,02 120,0 31,01 0,97

PFV Lalackama 55,5 0,36 1,02 45,8 -7,22 -5,59

PE Taltal 99,0 0,65 1,03 0,0 0,00 0,00

Tensión en

bornes

[p.u.]

Potencia

activa

despachada

[MW]

Potencia

reactiva (*)

despachada

[MVAR]

f.p.Nombre

Potencia

nominal

[MVA]

Tensión

nominal

[kV]



73





6.1.3 Escenario post contingencia falla en el equipo SVC Plus de Diego de Almagro.


4.1 post contingencia sobre el equipo SVC Plus de Diego de Almagro.

Paposo -Tap Off L1 220kV 748 -99,1 -0,2 253 99,3 -1,3 253 33,9





























Tap Off Taltal - SE Taltal 637 -8,3 -5,6 26 8,3 -1,1 21 4,0


Carga



I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]

I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]



74





Tabla D-9: Características de barras del sistema para el escenario 4.1, post contingencia sobre el

equipo SVC Plus de Diego de Almagro.


post contingencia sobre el equipo SVC Plus de Diego de Almagro

Paposo 220 220 226 1,029



D. de A. 220 220 224 1,017

Carrera Pinto 220 220 224 1,019

San Andrés 220 225 1,022

Cardones 220 220 226 1,026

Maitencillo 220 220 231 1,048


Pand de Azucar 220 220 223 1,014

Las Palmas 220 220 223 1,015

Los Vilos 220 220 222 1,007

Los Nogales 220 220 223 1,013

Quillota 220 220 224 1,018

D. de A. 110 110 113 1,029

Paposo 15 kV C1 15 15 1,020

Paposo 15 kV C2 15 15 1,020

Nombre Barra

Voltaje

nominal

[kV]

Voltaje

[kV]

Voltaje

[p.u.]

Guacolda U2 143,0 13,8 0,97 75,0 -4,64 1,00

Guacolda U1 143,0 13,8 0,97 75,0 -4,64 1,00

Guacolda U3 143,0 13,3 0,96 75,0 -6,64 1,00

Guacolda U4 143,0 13,3 1,01 133,0 -0,41 1,00

Taltal U1 120,0 15 1,02 120,0 6,47 1,00

Taltal U2 120,0 15 1,02 120,0 5,87 1,00

PFV Lalackama 55,5 0,36 1,02 53,6 -9,10 -5,59

PE Taltal 99,0 0,65 1,03 8,3 -1,05 0,00

Tensión en

bornes

[p.u.]

Potencia

activa

despachada

[MW]

Potencia

reactiva (*)

despachada

[MVAR]

f.p.Nombre

Potencia

nominal

[MVA]

Tensión

nominal

[kV]



75





D.2 Análisis ERAG PE Taltal

D.2.1 Escenario pre contingencia


4.2 previo a contingencias.































Tap Off - SE Lalackama 637 0,0 0,0 0 0,0 0,0 0 0,0


Carga



I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]

I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]



76





Tabla D-12: Características de barras del sistema para el escenario 4.2, previo a contingencias


precontingencia

Paposo 220 220 225 1,025



D. de A. 220 220 221 1,006

Carrera Pinto 220 220 223 1,014

San Andrés 220 224 1,020

Cardones 220 220 226 1,025

Maitencillo 220 220 231 1,048


Pand de Azucar 220 220 223 1,014

Las Palmas 220 220 223 1,015

Los Vilos 220 220 222 1,008

Los Nogales 220 220 223 1,013

Quillota 220 220 224 1,018

D. de A. 110 110 112 1,017

Paposo 15 kV C1 15 15 1,020

Paposo 15 kV C2 15 15 1,020

Nombre Barra

Voltaje

nominal

[kV]

Voltaje

[kV]

Voltaje

[p.u.]

Guacolda U2 143,0 13,8 0,97 75,0 -4,60 1,00

Guacolda U1 143,0 13,8 0,97 75,0 -4,60 1,00

Guacolda U3 143,0 13,3 0,96 75,0 -6,60 1,00

Guacolda U4 143,0 13,3 1,01 133,0 -0,37 1,00

Taltal U1 120,0 15 1,02 120,0 10,82 1,00

Taltal U2 120,0 15 1,02 120,0 11,45 1,00

PFV Lalackama 55,5 0,36 1,02 0,0 0,00 0,00

PE Taltal 99,0 0,65 1,03 61,4 -7,67 0,99

Tensión en

bornes

[p.u.]

Potencia

activa

despachada

[MW]

Potencia

reactiva (*)

despachada

[MVAR]

f.p.Nombre

Potencia

nominal

[MVA]

Tensión

nominal

[kV]



77





6.2.2 Escenario post contingencia sobre el circuito 1 de la línea Diego de Almagro –

Paposo 2x220 kV.


4.2 postcontingencia.

Paposo -Tap Off L1 220kV 748 0,0 0,0 0 0,0 0,0 0 0,0

Paposo - Tap Off L2 220kV 748 -238,2 -12,1 623 239,4 18,4 622 83,3

Tap Off - Diego de Almagro L1 220kV 748 0,0 0,0 0 0,0 0,0 0 0,0

Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV 748 -271,1 68,3 739 284,7 18,0 745 99,6


























Tap Off Taltal - SE Taltal 637 -46,5 -5,9 122 46,7 0,3 121 19,2

Tap Off - SE Lalackama 637 0,0 0,0 0 0,0 0,0 0 0,0


Carga



I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]

I

[A]

P

[MW]

Q

[MVAR]



78





Tabla D-15: Características de barras del sistema para el escenario 4.2, postcontingencia.


postcontingencia

Paposo 220 220 223 1,013



D. de A. 220 220 218 0,993

Carrera Pinto 220 220 222 1,010

San Andrés 220 224 1,018

Cardones 220 220 226 1,025

Maitencillo 220 220 231 1,050


Pand de Azucar 220 220 224 1,019

Las Palmas 220 220 224 1,019

Los Vilos 220 220 222 1,011

Los Nogales 220 220 223 1,014

Quillota 220 220 224 1,019

D. de A. 110 110 110 1,003

Paposo 15 kV C1 15 15 1,020

Paposo 15 kV C2 15 15 1,020

Nombre Barra

Voltaje

nominal

[kV]

Voltaje

[kV]

Voltaje

[p.u.]

Guacolda U2 143,0 13,8 0,97 75,0 -5,65 1,00

Guacolda U1 143,0 13,8 0,97 75,0 -5,65 1,00

Guacolda U3 143,0 13,3 0,96 75,0 -7,65 0,99

Guacolda U4 143,0 13,3 1,01 133,0 -1,43 1,00

Taltal U1 120,0 15 1,02 120,0 21,61 0,98

Taltal U2 120,0 15 1,02 120,0 25,28 0,98

PFV Lalackama 55,5 0,36 1,02 0,0 0,00 0,00

PE Taltal 99,0 0,65 1,02 46,7 0,34 1,00

Tensión en

bornes

[p.u.]

Potencia

activa

despachada

[MW]

Potencia

reactiva (*)

despachada

[MVAR]

f.p.Nombre

Potencia

nominal

[MVA]

Tensión

nominal

[kV]



Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico Lalackama y ... · (SIC) a través de subestaciones en...

Documents

Transcript of Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico Lalackama y ... · (SIC) a través de subestaciones en...