Bajar archivo - CDEC-SING

CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
AGOSTO 2014
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN DEL SING
Autor
Fecha Creación
Correlativo
Versión
Dirección de Peajes - Departamento de Planificación
23-10-2014
CDEC-SING C-0076/2014
Definitivo
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
CONTROL DEL DOCUMENTO
APROBACIÓN
Versión
Aprobado por
Preliminar
Rafael Carvallo – Subdirector de Peajes
Definitivo
Daniel Salazar – Director de Operación y Peajes
REGISTRO DE CAMBIOS
Fecha
Autor
Versión
29-08-2014
Departamento de Planificación
Preliminar
23-10-2014
Departamento de Planificación
Definitivo – Para opinión de los Interesados
REVISORES
Nombre
Cargo
Rafael Carvallo Carrasco
Subdirector de Peajes
Andrés Guzmán Clericus
Jefe Departamento de Planificación
Giovani Bastidas Hernández
Ingeniero de Planificación
Paulina Muñoz Pérez
Ingeniero de Planificación
Víctor Álvarez Catalán
Ingeniero de Planificación
DISTRIBUCIÓN
Versión
Destinatario
Preliminar
Publicada en el sitio web del CDEC-SING para observaciones de los Coordinados
Definitivo
Publicada en el sitio web del CDEC-SING para Opiniones de los Interesados
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CONTENIDOS
1. INTRODUCCIÓN
8
2. RESUMEN EJECUTIVO
9
3. BASES GENERALES DE LA MODELACIÓN
12
3.1 SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE
3.1.1 TOPOLOGÍA BASE Y SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
3.1.2 DEMANDA DEL SING
3.1.3 OFERTA DEL SING Y ESCENARIOS CONSIDERADOS
3.1.3.1 Escenario Base
3.1.3.2 Escenarios de Interconexión SING – SIC Centro
3.1.3.3 Escenarios de Interconexión SING – SIC Costa
3.1.3.4 Escenario Collahuasi
3.1.3.5 Escenario de Interconexión SING – SADI
3.1.4 DISPONIBILIDAD Y PRECIO DE COMBUSTIBLES
3.2 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL
13
13
15
17
19
21
22
23
23
25
26
4. ANÁLISIS DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO DEL SING - DIAGNÓSTICO
27
4.1 ASPECTOS GENERALES
4.2 ANÁLISIS DE CAPACIDAD Y CONFIGURACIÓN DE BARRAS EN SUBESTACIONES
4.2.1 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRAS
4.2.1.1 Capacidad de Barras S/E Crucero
4.2.1.2 Capacidad de Barras S/E Encuentro
4.2.1.3 Capacidad de Barras SS/EE Tarapacá, Lagunas y Atacama
4.2.2 ANÁLISIS DE LA CONFIGURACIÓN DE BARRAS EN SUBESTACIONES
4.3 ANÁLISIS ESCENARIO BASE Y PROPUESTA DE OBRAS COMUNES
4.3.1 SUFICIENCIA EN LÍNEAS QUE ABASTECEN LA ZONA CORDILLERA
4.3.2 NUEVAS INYECCIONES EN ZONA MEJILLONES. FUTURAS SUBESTACIONES KAPATUR Y COCHRANE
4.3.2.1 Inyección en S/E Kapatur. Centrales Kelar, Angamos 1 y 2
4.3.2.2 Inyección en S/E Cochrane. Centrales Cochrane 1 y 2
4.3.2.3 Resumen
4.3.2.4 Desarrollo de la transmisión considerando polo conjunto de generación
4.3.3 LÍNEA CRUCERO – ENCUENTRO
4.3.3.1 Línea 220 kV Crucero – Encuentro
4.3.3.2 Futura Línea 220 kV Crucero - Nueva Crucero-Encuentro
4.3.3.3 Futura Línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro
27
29
29
29
29
29
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32
32
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39
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4.3.3.4 Resumen Recomendación técnica
4.3.4 FUTURAS LÍNEAS CENTRAL ATACAMA - MIRAJE Y MIRAJE – ENCUENTRO
4.3.4.1 Línea 220 kV Central Atacama – Miraje
4.3.4.2 Tramo 220 kV Miraje – Encuentro
4.3.5 ANÁLISIS DE SEGURIDAD Y SUFICIENCIA CORREDOR ENCUENTRO - EL COBRE
4.3.6 ANÁLISIS DE SEGURIDAD Y SUFICIENCIA CORREDOR CENTRO – NORTE
4.3.6.1 Escenario Base, Situación con Generación
4.3.6.2 Escenario Base, Situación sin Generación
4.3.6.3 Interconexión SING – SEIN
4.3.7 NIVEL DE TENSIÓN Y REQUERIMIENTOS DE POTENCIA REACTIVA EN EL SING
4.3.7.1 Zona Sur-Cordillera
4.3.7.2 Zona Centro del SING
4.3.7.3 Zona Norte del SING
4.4 ESCENARIO INTERCONEXIÓN SING-SIC CENTRO
4.4.1 FUTURAS LÍNEAS 220 KV CENTRAL ATACAMA - MIRAJE Y MIRAJE – ENCUENTRO
4.4.2 FUTURA LÍNEA NUEVA CRUCERO ENCUENTRO – ENCUENTRO
4.4.3 FUTURO LÍNEA CRUCERO - NUEVA CRUCERO ENCUENTRO
4.4.4 RESUMEN Y ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN
4.5 ESCENARIO INTERCONEXIÓN SING-SIC COSTA
4.5.1 FLUJOS ESPERADOS Y ANÁLISIS DE CONTINGENCIA TRAMOS CRÍTICOS
4.5.2 CAPACIDAD DE INYECCIÓN EN S/E KAPATUR
4.5.3 RESUMEN Y ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN
4.6 ESCENARIO COLLAHUASI
4.6.1 CORREDOR CENTRO - NORTE
4.6.1.1 Interconexión SING – SEIN.
4.6.2 NIVEL DE TENSIÓN Y REQUERIMIENTOS DE POTENCIA REACTIVA EN LA ZONA NORTE
4.7 ESCENARIO DE INTERCONEXIÓN SING-SADI
4.7.1 ANÁLISIS DE SUFICIENCIA Y CONGESTIONES
4.7.2 ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN
4.8 ANÁLISIS DE SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO DE CIUDADES DEL SING
47
47
47
48
49
53
54
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60
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63
63
63
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71
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79
79
80
84
85
85
88
89
5. ANÁLISIS DE SUFICIENCIA Y SEGURIDAD DE SUBESTACIÓN CRUCERO
92
5.1 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRAS DE S/E CRUCERO
5.2 CRITERIO PARA SOLUCIONAR PROBLEMAS DE CAPACIDAD DE BARRA S/E CRUCERO
5.2.1 FLUJOS ESPERADOS EN LÍNEA 2X220 KV CRUCERO – ENCUENTRO
5.3 EVALUACIÓN TÉCNICA DE ALTERNATIVAS DE REUBICACIÓN DE PAÑOS
5.3.1 ALTERNATIVA 1: REUBICACIÓN PAÑOS TOCOPILLA 1 Y 2
5.3.2 ALTERNATIVA 2: REUBICACIÓN PAÑOS TOCOPILLA 1 Y 2, LAGUNAS 1 Y 2
5.3.3 ALTERNATIVA 3: REUBICACIÓN PAÑOS TOCOPILLA 1 Y 2, LABERINTO 1 Y 2
5.3.4 ALTERNATIVA 4: REUBICACIÓN PAÑOS TOCOPILLA 1 Y 2, LABERINTO 1 Y 2 Y LAGUNAS 1 Y 2
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5.3.5 ALTERNATIVA 5: REUBICACIÓN PAÑOS TOCOPILLA 1 Y 2, LABERINTO 1 Y 2, LAGUNAS 1 Y 2 Y CHUQUICAMATA
5.3.6 CRECIMIENTOS DE DEMANDA PROYECTADOS EL ABRA, AÑO 2023.
5.3.7 CONCLUSIONES GENERALES Y RECOMENDACIONES
5.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE ALTERNATIVA PROPUESTA
5.4.1 VALORIZACIÓN DE OBRAS
5.4.2 ESTADÍSTICA DE FALLAS
5.4.3 COSTO DE FALLA DE CORTA DURACIÓN (CFCD)
5.4.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA
111
113
113
114
114
114
115
115
6. PLANES DE OBRAS Y EVALUACIONES ECONÓMICAS
116
116
6.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN COMUNES A TODOS LOS ESCENARIOS EVALUADOS
6.2 CRITERIOS PARA REALIZAR LAS EVALUACIONES ECONÓMICAS
118
6.3 ESCENARIO BASE: EVALUACIÓN ECONÓMICA OBRAS DE TRANSMISIÓN COMUNES
119
6.3.1 LÍNEAS DE INYECCIÓN 220 KV KAPATUR – O’HIGGINS 1 Y 2
119
6.3.1.1 Restricciones identificadas
119
6.3.1.2 Evaluación económica
120
6.3.2 AUMENTO DE CAPACIDAD CORREDOR CENTRO - NORTE. COMPENSACIÓN SERIE LÍNEAS 2X220 KV ENCUENTRO –
LAGUNAS 1 Y 2.
122
6.3.2.1 Restricciones identificadas
122
6.3.2.2 Evaluación económica
123
6.3.2.3 Recomendación
124
6.3.3 AUMENTO DE CAPACIDAD TRAMO 220 KV TARAPACÁ – LAGUNAS. NUEVA LÍNEA 2X220 KV CÓNDORES – POZO
ALMONTE, CIRCUITO 1
124
6.3.3.1 Restricciones identificadas
125
6.3.3.2 Evaluación económica
126
6.3.3.3 Recomendación
129
6.3.4 AUMENTO CAPACIDAD TRAMO CRUCERO – ENCUENTRO
130
6.3.5 CAMBIO TTCC LÍNEA 2X220 KV CRUCERO – LABERINTO 1 Y 2.
130
6.3.5.1 Restricciones identificadas
130
6.3.5.2 Evaluación económica
132
6.3.6 REUBICACIÓN DE PAÑOS S/E CRUCERO EN S/E NUEVA CRUCERO ENCUENTRO.
133
6.3.7 OBRAS CORREDOR 220 KV ENCUENTRO – EL COBRE. CRECIMIENTOS MINERA ESPERANZA.
133
6.3.7.1 Restricciones identificadas
133
6.3.7.2 Evaluación económica
134
6.3.8 OBRAS CORREDOR 220 KV O’HIGGINS – PALESTINA – DOMEYKO. CRECIMIENTOS MINERA ZALDÍVAR.
136
6.3.8.1 Restricciones identificadas
136
6.3.8.2 Evaluación económica
137
6.3.9 NUEVA LÍNEA 1X220 KV KAPATUR – COCHRANE. CAPACIDAD DE INYECCIÓN EN S/E KAPATUR.
138
6.3.9.1 Restricciones identificadas
138
6.3.9.2 Evaluación económica
138
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6.3.10 OBRAS PARA SEGURIDAD DE SUMINISTRO DE CIUDADES.
6.3.11 PLAN DEFINITIVO ESCENARIO BASE.
6.4 ESCENARIO INTERCONEXIÓN SING-SIC CENTRO.
6.4.1 RESTRICCIONES IDENTIFICADAS
6.4.2 EVALUACIONES ECONÓMICAS
6.4.3 PLAN DE OBRAS RECOMENDADO ESCENARIO DE INTERCONEXIÓN SING-SIC CENTRO.
6.5 ESCENARIO INTERCONEXIÓN SING-SIC COSTA.
6.5.1 RESTRICCIONES IDENTIFICADAS
6.5.2 EVALUACIONES ECONÓMICAS
6.5.3 PLAN DE OBRAS RECOMENDADO ESCENARIO DE INTERCONEXIÓN SING-SIC COSTA.
6.6 ESCENARIO INTERCONEXIÓN SING-SADI
6.6.1 RESTRICCIONES IDENTIFICADAS
6.6.2 EVALUACIONES ECONÓMICAS
6.6.3 PLAN DE OBRAS RECOMENDADO ESCENARIO DE INTERCONEXIÓN SING-SADI
6.7 ESCENARIO COLLAHUASI
6.7.1 RESTRICCIONES IDENTIFICADAS
6.7.2 EVALUACIONES ECONÓMICAS
6.7.3 PLAN DE OBRAS RECOMENDADO ESCENARIO COLLAHUASI
6.8 RESUMEN DE OBRAS RECOMENDADAS POR ESCENARIO
139
140
141
141
142
143
144
144
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150
150
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153
154
7. PLAN DE OBRAS DEFINITIVO
155
8. VALORIZACIÓN DE INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN
156
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
8.9
8.10
8.11
8.12
8.13
REUBICACIÓN DE PAÑOS S/E CRUCERO EN S/E NUEVA CRUCERO ENCUENTRO
NUEVA LÍNEA 2X220KV CÓNDORES-POZO ALMONTE
COMPENSACIÓN SERIE LINEA 2X220KV ENCUENTRO-LAGUNAS
NUEVA LÍNEA 2X220KV NUEVA CRUCERO ENCUENTRO-ENCUENTRO, CIRCUITO 1
NUEVA LÍNEA 2X220KV KAPATUR-COCHRANE, CIRCUITO 1
NUEVA LÍNEA 2X220KV ANGAMOS-COCHRANE
CAMBIO TTCC LÍNEAS 2X220 KV CRUCERO – LABERINTO 1 Y 2
NUEVA LÍNEA 2X220 KV O’HIGGINS – DOMEYKO, CIRCUITO 1
NUEVA LÍNEA 2X220 KV POZO ALMONTE – PARINACOTA, CIRCUITO 1
CAMBIOS DE TTCC LÍNEAS 220 KV ENCUENTRO - EL TESORO Y EL TESORO – ESPERANZA
NUEVA LÍNEA 2X220 KV EL COBRE – ESPERANZA, CIRCUITO 1
NUEVA LÍNEA 2X220 KV ENCUENTRO – COLLAHUASI, CIRCUITO 1
NUEVA LÍNEA 2X220 KV ENCUENTRO – COLLAHUASI, CIRCUITO 2
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9. ANEXOS
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9.1 ANEXO 1. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS
9.1.1 LÍMITES DE CAPACIDAD POR CRITERIO DE SEGURIDAD N-1
9.1.1.1 Tramo 220 kV Atacama – Miraje
9.1.1.2 Tramo 220 kV Miraje – Encuentro
9.2 ANEXO 2. COSTO DE DESARROLLO DE LARGO PLAZO
9.3 ANEXO 3. ANÁLISIS DE CONFIGURACIÓN DE BARRAS EN SUBESTACIONES
9.4 ANEXO 4. INFORMACIÓN PARA ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRA DE S/E CRUCERO
9.4.1 FLUJOS CASO BASE 2015-2018
9.4.2 ALTERNATIVA 1: FLUJOS CRÍTICOS, 2018-2020.
9.4.3 ALTERNATIVA 2: FLUJOS CRÍTICOS, 2018-2020.
9.4.4 ALTERNATIVA 3: FLUJOS CRÍTICOS, 2018-2022.
9.4.5 ALTERNATIVA 3: CONTINGENCIAS
9.4.6 ALTERNATIVA 4: FLUJOS CRÍTICOS, 2018-2022.
9.4.7 ALTERNATIVA 5: FLUJOS CRÍTICOS, 2018-2022.
9.4.8 ALTERNATIVA 5: CONTINGENCIAS.
9.5 ANEXO 5. DEMANDA INFORMADA POR CLIENTES DEL SING
9.6 ANEXO 6. FLUJOS DE POTENCIA – CURVAS DE DURACIÓN
9.7 ANEXO 7. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL
9.7.1 DEMANDA DEL SIC
9.7.2 OFERTA DEL SIC
9.7.3 TOPOLOGÍA BASE Y SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SIC
9.7.4 DISPONIBILIDAD Y PRECIO DE COMBUSTIBLES
9.7.5 ESTADÍSTICA HIDROLÓGICA
9.8 ANEXO 8. CAPACIDADES DE TRANSMISIÓN DE LÍNEAS DE LA ZONA NORTE
9.9 ANEXO 9. FLUJOS POR LAS LÍNEAS DE LA ZONA NORTE
9.9.1 AÑO 2015
9.9.2 AÑO 2016
9.9.3 AÑO 2017
9.9.4 AÑO 2018
9.9.5 AÑO 2019
9.9.6 AÑO 2019
9.10 ANEXO 10. ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRAS EN SUBESTACIONES
9.11 ANEXO 11. ENERGÍA GENERADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE – ESCENARIO BASE
9.12 ANEXO 12. PLAN DETALLADO DE OBRAS DE GENERACIÓN - ESCENARIO BASE
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191
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1. INTRODUCCIÓN
De acuerdo a lo establecido en el Artículo 99 de la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante la Ley,
anualmente, la Dirección de Peajes del CDEC analizará la consistencia de las instalaciones de desarrollo y
expansión del sistema troncal contenidas en el Informe Técnico de la Comisión Nacional de Energía, en
adelante la Comisión, señalado en el Artículo 91 de la Ley, con los desarrollos efectivos en materia de
inversión en generación eléctrica, interconexiones y la evolución de la demanda.
En virtud de lo anterior, y de acuerdo con lo señalado en el literal k) del Artículo 37 del Decreto Supremo
1
N°291/2007 que Aprueba Reglamento que Establece la Estructura, Funcionamiento y Financiamiento de los
CDEC, en adelante DS291, a partir de dicho análisis de expansión del sistema de transmisión, la Dirección
de Peajes del CDEC-SING, en adelante la DP, debe elaborar y presentar a la Comisión una propuesta de
Plan de Expansión del Sistema de Transmisión, antes del 31 de octubre de cada año. Para dar cumplimiento
a lo señalado, la DP debe presentar a los operadores del sistema de transmisión troncal y a los usuarios que
hacen o harán uso de dicho sistema, una propuesta preliminar de Plan de expansión, a más tardar el día 31
de agosto de cada año. Las empresas tendrán plazo hasta el día 30 de septiembre para enviar sus
comentarios u observaciones.
Como base para la realización de los análisis y estudios requeridos, se utiliza información disponible y
actualizada tanto del sistema de transmisión del SING, como de los proyectos de generación y consumo que
se proyectan -valga la redundancia- en un horizonte de 15 años.
Con el fin de establecer las mayores exigencias sobre el sistema de transmisión del SING, de manera que
las obras propuestas para su expansión permitan que el mercado se desarrolle de manera eficiente en el
largo plazo, evitando congestiones, se establece una serie de escenarios de desarrollo de la oferta/demanda
para los cuales se simula la operación económica del SING en un horizonte de planificación de 15 años. A
partir de la simulación de la operación, se detectan las líneas del sistema de transmisión que podrían
presentar restricciones de capacidad, ya sea por congestión en condiciones normales de operación como
frente a contingencias, y se proponen las obras de transmisión necesarias para evitar dichas restricciones.
Las obras de transmisión propuestas para cada uno de los escenarios de generación/consumo,
corresponden al plan de obras de transmisión para dicho escenario. En caso de existir diferencias
significativas entre los distintos escenarios de expansión, específicamente en lo que se refiere a obras de
transmisión de construcción inmediata, se realiza un análisis de minimización del máximo arrepentimiento
(MinMax Regret), de modo que el plan de obras de transmisión finalmente propuesto, corresponde a la
alternativa que permite un desarrollo eficiente del sistema de transmisión del SING, minimizando el riesgo de
sobrecosto de inversión, operación y falla.
1
Modificado por el DS 115/2012.
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2. RESUMEN EJECUTIVO
Con el objeto de estudiar el comportamiento del sistema de transmisión principal del SING en el largo plazo y
determinar sus necesidades de expansión, se analiza la operación técnica y económica del sistema en un
horizonte de 15 años, considerando el año 2015 como año de inicio y distintos escenarios de oferta y
demanda, lo que permite determinar las mayores exigencias sobre el sistema de transmisión. Las
necesidades así determinadas, permiten levantar propuestas para que el sistema de transmisión del SING se
desarrolle de manera eficiente, en función de los requerimientos de la oferta y la demanda, bajo la premisa
de minimizar el costo de inversión en transmisión, operación y falla.
Los escenarios considerados son:

Escenario Base. Corresponde al caso con supuestos de demanda en base a lo informado por los
clientes del SING, más una proyección a 15 años, considerando oferta convencional y no
convencional con RCA aprobada y el cumplimiento de Políticas Públicas, como la Ley 20/25.

Escenario Collahuasi. Considera un aumento de la demanda de Minera Collahuasi, de 150 MW
para el año 2020 y 190 MW adicionales para el año 2021, con respecto a lo utilizado en el Base.

Escenario SADI. Considera una exportación de energía hacia el SADI argentino, por un monto de
250 MW de potencia a contar del año 2016.

Escenario Interconexión SING – SIC Centro. Este escenario simula la operación interconectada de
SING y SIC, conectando la línea de interconexión en la zona centro del SING, más precisamente, en
2
S/E Nueva Crucero – Encuentro , a contar del año 2021.

Escenario Interconexión SING - SIC Costa. Este escenario simula la operación interconectada de
SING y SIC, conectando la línea de interconexión en la zona de Mejillones del SING, más
precisamente, en S/E Kapatur, a contar del año 2019.
Adicionalmente, tanto para el Escenario Base como para el Escenario Collahuasi, se realiza una variante que
consiste en analizar el efecto que tendría sobre el SING una eventual interconexión con el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional del Perú (SEIN), desde la S/E Parinacota, determinando los flujos máximos que
puede soportar el sistema de transmisión del SING, considerando flujos de energía y potencia desde y hacia
el Perú.
Los precios de los combustibles corresponden a lo informado por la Comisión en su Informe Técnico
Definitivo de Precio de Nudo de abril de 2014.
En cuanto a la disponibilidad de GNL, se considera una entrada gradual a partir de 2015. Para este año se
considera la disponibilidad informada por las empresas para el año 2014. Para los años siguientes se
considera un aumento gradual, hasta llegar al año 2017 con un 100% de disponibilidad de GNL para todas
las unidades del SING que utilizan este combustible.
El Sistema de Transmisión Base considera, tanto las instalaciones existentes, como las obras en
construcción y decididas.
Junto con analizar las necesidades de expansión de largo plazo, se incluye un análisis de la capacidad de
barras de las subestaciones troncales, y un análisis de la configuración de barras de las subestaciones del
SING, de acuerdo con lo señalado en el Artículo 3-24 de la NT. Las necesidades de transmisión de corto y
largo plazo, son analizadas en el presente documento y sus conclusiones se presentan en el Capítulo 7.
2
S/E Nueva Crucero – Encuentro corresponde a una obra nueva incluida en el Decreto Supremo N°201 de 2014.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Tabla 1-A: Obras Recomendadas de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SING.
N
Plan de Obras de Transmisión Troncal Recomendado
Cap.
(MVA)
Longitud
(km)
Fecha
PES
Construcción
Segmento
Plazo
constructivo
VI Ref.
VAT
Miles USD
T1
Reubicación de paños S/E Crucero en S/E Nueva Crucero
Encuentro.
NA
NA
2018
Inmediata
Troncal
36 meses
24.418
2.497
T2
Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1
180
35
2019
Inmediata
Troncal
48 meses
13.780
1.390
T3
Compensación serie Líneas 220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2.
60
NA
2021
Condicionada
Troncal
36 meses
6.454
660
T4
Nueva Línea 2x220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro,
circuito 1
500
5
2021
Condicionada
Troncal
48 meses
5.614
566
Comentario
CONDICIONADA a adjudicación de nueva S/E
Crucero Encuentro.
Levanta restricción línea Tarapacá – Lagunas.
Aporta seguridad de suministro zona norte del
SING, Arica, Iquique y P. Almonte
Crecimiento de demanda Zona Norte del SING
(Proyecto Quebrada Blanca Fase 2)
CONDICIONADA a Interconexión SING-SIC
Centro
El Plan de Obras de transmisión propuesto, corresponde al desarrollo óptimo recomendado para el sistema de transmisión del SING, considerando tanto las
congestiones que se observan en el corto y largo plazo en el sistema de transmisión troncal, como también las necesidades de robustecer el abastecimiento de
las ciudades del SING.
En este contexto, el plan de expansión propuesto considera la construcción de la nueva línea de transmisión Cóndores-Pozo Almonte, la cual viene a resolver el
problema de congestión que se observa en la línea troncal 2x220 kV Tarapacá – Lagunas frente al crecimiento de la demanda ubicada en la zona costera (SS/EE
Tarapacá, Cóndores y Parinacota) al año 2019, así como también permite dar seguridad de abastecimiento a los consumos regulados de la ciudades de Iquique y
Pozo Almonte.
Si bien la solución propuesta mediante la construcción de la línea Cóndores-Pozo Almonte permite dar una respuesta óptima a las necesidades del sistema, dado
que en la actualidad ni la S/E Cóndores ni la S/E Pozo Almonte pertenecen al sistema de transmisión troncal del SING, y aun se encuentra en desarrollo el
estudio de transmisión troncal que debe definir las instalaciones pertenecientes al sistema de transmisión Troncal para los próximos 4 años, y en virtud de la
necesidad de ampliar el corredor entre S/E Tarapacá y Lagunas, se presenta la siguiente obra alternativa, la cual no sólo considera la construcción de una nueva
línea sino que además la construcción de una nueva S/E, debido a la falta de espacio físico en la actual S/E Tarapacá.
N
Plan de Obras de Transmisión Troncal Recomendado
T5
Nueva Línea entre S/E Nueva Tarapacá y Lagunas
Nueva S/E seccionadora en Línea Tarapacá-Lagunas
Cap.
(MVA)
Longitud
(km)
Fecha PES
Construcción
Segmento
Plazo
constructivo
254
42
2019
Inmediata
Troncal
48 meses
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
VI Ref.
VAT
Miles USD
28.813
3.497
Comentario
Levanta restricción línea Tarapacá – Lagunas.
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Tabla 2-B: Otras Obras Recomendadas de Expansión del Sistema de Transmisión del SING.
N
Plan de Obras de Transmisión Recomendado Troncal,
Adicional y Subtransmisión
Cap.
(MVA)
Longitud
(km)
Fecha
PES
Construcción
Segmento
Plazo
constructivo
VI Ref.
VAT
Miles USD
A1
Nueva Línea 2x220 kV Angamos – Cochrane, circuito 1
700
10
2016
Recomendada
Adicional
12 meses
3.744
378
A2
Cambio TTCC Líneas 2x220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2
300
NA
2017
Recomendada
Adicional
12 meses
672
69
A3
Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1
365
132
2016
Recomendada
Adicional
48 meses
34.144
3.444
A4
Ampliación Línea 2x220 kV Lagunas – Collahuasi
183
118
-
Condicionada
Adicional
24 meses
4.720
577
152
NA
2016
Recomendada
Subtransmisión
12 meses
2.000
205
150
150
NA
5
2016
2017
Recomendada
Recomendada
Subtransmisión
Subtransmisión
24 meses
36 meses
6.500
3.000
665
303
150
NA
2017
Recomendada
Subtransmisión
24 meses
11.000
1.125
180
40
224
NA
2019
2021
Recomendada
Recomendada
Subtransmisión
Subtransmisión
48 meses
-
47.519
-
4.793
-
S5
S6
Cambio de TTCC Líneas 110 kV Capricornio – Antofagasta y
Antofagasta – Alto Norte.
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E Capricornio
Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta – Esmeralda
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra y
seccionamiento Línea 220 kV O’Higgins – Coloso 1
Nueva Línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota, c1
Compensación Capacitiva S/E Pozo Almonte y Parinacota
S7
Ampliación Línea 1x220 kV Lagunas – Pozo Almonte
183
70
-
Condicionada
Subtransmisión
24 meses
2.800
342
C1
Compensación Capacitiva S/E Radomiro Tomic
120
NA
2018
Condicionada
Adicional
36 meses
2.985
305
300
NA
2019
Condicionada
Adicional
12 meses
401
41
S1
S2
S3
S4
Comentario
Interconexión SING-SADI o Conexión de
generación en Enlace (Sobre 700 MW) o
Interconexión SIC-SING Costa
Limitan líneas al 40%. Entrada de centrales en S/E
Enlace y Crecimientos demanda Minera
Escondida.
CONDICIONADA a Interconexión SING-SADI y
Crecimientos de Demanda Zona Domeyko –
Nueva Zaldívar.
CONDICIONADO a la entrada de más de 215 MW
de generación en Zona Norte
Seguridad de suministro ciudades zona sur del
SING, Antofagasta, Antofagasta, La Negra y Alto
Norte.
Seguridad y calidad de suministro zona norte del
SING, Arica, Iquique y Pozo Almonte.
CONDICIONADO a la entrada de más de 180 MW
de generación en S/E Pozo Almonte
CONDICIONADO a Crecimiento de demanda
R.Tomic
C3
Cambios de TTCC Líneas 220 kV Encuentro - El Tesoro y El
Tesoro – Esperanza
Nueva Línea 2x220 kV El Cobre – Esperanza, circuito1
290
79
2019
Condicionada
Adicional
48 meses
24.550
2.476
C4
Compensación Capacitiva S/E Cóndores
60
NA
2020
Condicionada
Adicional
36 meses
1.716
175
CONDICIONADO a Crecimiento de demanda
Quebrada Blanca
C5
C6
C7
Compensación Capacitiva S/E Collahuasi
Aumento Capacidad Línea Encuentro – Collahuasi 1
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, c1
120
170
170
NA
NA
204
2020
2021
2021
Condicionada
Condicionada
Condicionada
Adicional
Adicional
Adicional
24 meses
48 meses
8.040
37.977
811
3.830
CONDICIONADO a crecimientos de demanda
Minera Collahuasi
C2
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
CONDICIONADO a Crecimientos de demanda
Minera Esperanza
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
3. BASES GENERALES DE LA MODELACIÓN
El análisis de la expansión del sistema de transmisión del SING, cuyo desarrollo y resultados se entregan en
el presente informe, considera alternativamente la modelación y simulación de la operación conjunta de los
dos principales Sistemas Interconectados del país, el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema
Interconectado del Norte Grande (SING).
Dado que el foco de análisis se encuentra en el SING, la modelación del SIC es la indicada en la versión
definitiva del Informe Técnico de Precio de Nudo de abril de 2014, actualizando los supuestos de precios y
disponibilidad de combustibles, fechas de entrada en operación de líneas de transmisión, unidades
generadoras y demanda. En esta ocasión, no se efectúan modificaciones ni análisis de sensibilidad sobre los
supuestos y bases del SIC.
Para la simulación de la operación se considera un horizonte de planificación de 15 años a partir del año
2015 (periodo de análisis 2015 – 2029).
La demanda considerada para el SING tiene como base lo informado por los Coordinados Clientes, en
respuesta a la carta CDEC-SING N°0613/2014 de fecha 29 de mayo de 2014.
El plan de obras de generación del SING está preparado a partir de información de proyectos convencionales
y no convencionales que cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) Aprobada. La fecha de
entrada de los proyectos convencionales se determina en base a supuestos relativos a los contratos de
suministro de energía (PPA por sus siglas en inglés), es decir, para cada proyecto o grupo de proyectos de
consumo se supone un contrato de suministro con una empresa generadora que cuente con proyectos de
base con RCA Aprobada, salvo indicación explícita de los promotores de proyectos de generación que se
hayan declarado en construcción según se establece en la normativa vigente.
Los diferentes escenarios o análisis de sensibilidad planteados buscan someter a diferentes niveles de uso al
sistema de transmisión, de manera de abarcar los escenarios más representativos de la operación del SING.
El sistema de transmisión base corresponde al indicado en la versión definitiva del Informe Técnico de Precio
de Nudo de abril de 2014, en adelante ITD, considerando aquellas obras troncales en proceso de
construcción o licitación, además de aquellas instalaciones que no siendo troncales influyen en el
desempeño de éstas.
En relación a la operación conjunta entre SING y SIC, para efectos del presente ejercicio de expansión se
consideran dos posibles puntos de interconexión. El primero corresponde al indicado en el ITD, es decir, una
línea de dos circuitos en 500 kV entre las SS/EE Cardones en el SIC y Seccionadora Nueva Crucero –
Encuentro en el SING, con entrada en operación considerada para el año 2021. El segundo corresponde a
una nueva subestación en la zona de Mejillones, denominada Kapatur, que se encuentra en construcción, de
acuerdo con lo informado por el titular del proyecto. La interconexión costa se considera entrando en servicio
el año 2019.
Como herramienta para el análisis de la operación económica de largo plazo del SING, se utiliza el software
Plexos, programa actualmente utilizado por la DP para efectuar los cálculos de peajes del sistema Troncal y
por la Dirección de Operación, en adelante DO, para llevar a cabo la programación y análisis de la operación
económica del sistema en el corto plazo.
Como herramienta para el análisis de cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio,
en adelante NTSyCS, se utiliza el software DigSilent Power Factory, programa actualmente utilizado por la
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
DP en el proceso de determinación de los pagos por Potencia Firme, y por la DO en los Estudios indicados
en la NTSyCS.
3.1
3.1.1
SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE
Topología Base y Sistema de Transmisión del SING
El sistema de transmisión del SING modelado para este ejercicio de planificación, comprende todas las
instalaciones en tensiones mayores que 66 kV, salvo excepciones donde se recurrió a simplificaciones que
no afectan la operación económica del sistema. En cuanto a la topología base del SING, más precisamente
en relación a las líneas de transmisión que operan normalmente abiertas, para efectos del análisis de las
alternativas de expansión se considera que todas operan normalmente cerradas, suponiendo que han sido
resueltas las causas por las cuales operan abiertas en la actualidad.
La capacidad de las líneas de transmisión corresponde a la vigente a la fecha de preparación del presente
Informe, y equivale al menor valor entre la capacidad térmica de los conductores y la capacidad de los
equipos en conexión serie (trampas de onda, transformadores de corriente) y otras limitaciones derivadas de
ajustes en los sistemas de protecciones, información que se encuentra disponible en el sitio Web del CDECSING. Asimismo, para todas las líneas de transmisión del SING con tensiones iguales o mayores que 220
kV, se considera que su capacidad de transmisión corresponde al menor valor entre el indicado en el párrafo
anterior y aquel que resulte de la aplicación del criterio de seguridad N-1.
Adicionalmente, en algunas zonas específicas del SING, como la zona Tocopilla, Zona Centro y la Zona
Norte (compuesta por los corredores Encuentro - Collahuasi y Crucero – Lagunas), se consideran
capacidades de transmisión de acuerdo a Políticas de Operación emitidas por la DO, a fin de mantener los
estándares de seguridad y calidad de servicio.
Además de las instalaciones existentes, el Sistema de Transmisión Base considera todas aquellas nuevas
obras y refuerzos a instalaciones existentes que se encuentran incluidas en algún Decreto de Expansión.
Las obras nuevas y refuerzos de instalaciones existentes consideradas en el plan de obras de transmisión
son las siguientes:
Tabla 3: Plan de Obras de Transmisión Base.
N
Obras de Transmisión en Construcción
Cap.
(MVA)
Longitud
(km)
Fecha
PES
Segmento
NA
NA
03-2016
Troncal
Comentario
T1
Barra seccionadora en S/E Tarapacá
T2
Banco de Compensación en Lagunas 60 MVAr + Ampliación S/E Lagunas
60
NA
07-2015
Troncal
DS N°82 / 2012
DS N°310 / 2013
DS N°310 / 2013
T3
NA
NA
01-2016
Troncal
DS N°310 / 2013
1000
1
03-2016
Troncal
DS N°310 / 2013
T5
Subestación Miraje 220 kV (ex Nueva Encuentro)
Ampliación líneas 2x220 kV Crucero-Encuentro + Ampliación S/E
Encuentro
Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 1
290
174
02-2017
Troncal
DS N°82 / 2012
T6
Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 2
290
174
02-2017
Troncal
DS N°201 / 2014
DS N°201 / 2014
T4
T7
Nueva Subestación seccionadora 220 kV Crucero Encuentro
NA
NA
03-2018
Troncal
A1
SVC S/E Domeyko
120
NA
2015
Adicional
A2
1520
NA
2016
Adicional
1000
NA
2016
Adicional
A4
Nueva S/E Kapatur 220 kV (Secciona Líneas Angamos Laberinto 1 y 2)
Ampliación S/E O’Higgins y Seccionamiento Línea 2x220 kV Atacama –
Domeyko.
Nueva Línea 2X220 kV Kapatur - O'Higgins, circuitos 1 y 2
A5
Nueva Línea 2x220 kV O'Higgins - Coloso, circuito 1
A3
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
2x840
NA
2016
Adicional
245
NA
2017
Adicional
Obras en construcción
Minera Escondida
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
La S/E Kapatur corresponde a la S/E Enlace presentada en el Informe de Expansión Preliminar, de acuerdo
a la nueva denominación que ha dado el titular del proyecto al momento de declararlo en construcción.
Topología base, plan de obras definido y zonas del SING se presentan de forma gráfica en la siguiente
figura:
Zona Norte
Zona Centro
Zona Sur Cordillera
Figura 1: Mapa del SING y Plan de Obras de Transmisión Troncal Base.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
3.1.2
Demanda del SING
La demanda de energía y potencia utilizada en el presente ejercicio de planificación del sistema de
transmisión, considera como base lo informado por los Clientes del SING. La modelación mediante curva de
duración se lleva a cabo siguiendo una de las siguientes dos alternativas: cinco bloques mensuales, para los
escenarios con Interconexión SING-SIC; y siete bloques semanales, para los escenarios sin Interconexión
3
SING-SIC .
Para la modelación de la curva de duración de la demanda, se utiliza información actualizada de retiros
horarios del SING de los últimos cinco años, es decir, se busca representar de la mejor manera posible el
comportamiento de los consumos. De esta forma, se determinan de la manera más precisa posible los
requerimientos sobre las instalaciones del sistema de transmisión del SING, bajo las condiciones de flujos de
potencia más exigentes sobre la instalación o zona analizada.
A partir de la información histórica de retiros del SING se determina el perfil de consumos mensuales por
cliente, dado por la energía mensual del cliente como porcentaje de la energía anual del mismo. Luego,
como segunda etapa de la modelación de la demanda, se determina el perfil horario del cliente, calculado
como la razón entre la potencia horaria del cliente coordinado y la potencia media del día, para cada mes,
para dicho cliente.
Según lo anterior, la demanda de energía y potencia del SING se proyecta como sigue:
Potencia Máxima
15
12
9
4.6
3.1
5.4
5.0
Potencia Máxima [MW]
6
4.3
7.3
4.1
3
3.4
3.3
3.1
2029
6.9
2028
0
27
24
2027
0
5,014
12.2
10.6
2026
600
4,863
21
2025
2029
3
4,709
18
2024
2028
1,200
4,196
4,555
7.8
1,800
6
Crecimiento [%]
2,290 2,361
2,946
2023
2.9
2,400
2,545 2,663
2022
3.1
3,000
3,995
4,378
3,320
2021
3.3
2027
2025
2024
2023
2022
2019
2018
Energía [TWh]
3.1
2026
5.0
4.6
3,724
3,149
2020
5.2
7.4
1.5
2016
3,600
9
4.6
2017
18
12
7.5
2015
4,200
2019
10.7
10
0
21
15
12.5
7.6
5
4,800
2018
15
26
24
2017
19
24
41
2016
19
22
39
27
2021
20
21
34
38
2015
25
32
37
Potencia [MW]
30
30
2020
Energía [TWh]
35
36
5,400
Crecimiento [%]
40
27
Crecimiento [%]
Energía
45
0
Crecimiento [%]
Gráfico 1: Proyección de Demanda del SING.
El detalle de los proyectos informados por los Coordinados Clientes se presenta en Sección 9.5.
Por su parte, la distribución geográfica de la demanda proyectada muestra una clara tendencia a
concentrarse en la zona centro, donde se ubican los consumos de CODELCO Chile (Chuquicamata, Ministro
Hales y Radomiro Tomic), Minera El Abra, Minera Sierra Gorda, Minera El Tesoro y Minera Esperanza, entre
otros.
3
En ambos casos se cuida de mantener la correlación horaria con el SIC (coincidencia de la demanda en horas de punta).
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Demanda de Energía
Demanda Máxima de Potencia
(% por Zona)
2029
2028
2027
2026
2025
Sur
2024
Norte
2023
Cordillera
2022
2020
2015
2029
2028
2027
2026
0%
2025
10%
0%
2024
20%
10%
2023
30%
20%
2022
40%
30%
2021
50%
40%
2020
60%
50%
2019
70%
60%
2018
80%
70%
2017
90%
80%
2016
90%
2015
Centro
100%
2019
Sur
2018
Norte
2017
Cordillera
2016
Centro
100%
2021
(% por Zona)
Gráfico 2: Proyección de Demanda del SING por Zona Geográfica.
Para lograr una mejor representación de la demanda y de las exigencias que ésta impone al sistema de
transmisión, se determinaron perfiles mensuales y horarios por cliente, en base a información estadística de
retiros reales. Como resultado de esto, se obtiene una curva mensual y un perfil o curva horaria de la
demanda por cliente.
A modo de ejemplo, se presenta la distribución promedio de la demanda de energía del SING dentro de un
año calendario, siendo esta distribución mensual la relación entre la energía del mes respecto a la energía
total anual.
Se observa que la máxima demanda de energía se concentra en el último trimestre del año, mientras que la
mínima se presenta en los meses de febrero y julio.
Distribución Anual Promedio de la Demanda del SING
0.100
0.090
0.080
0.070
0.060
0.050
0.040
0.030
0.020
0.010
0.000
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Peso Mensual
Gráfico 3: Distribución Mensual de la Demanda de Energía del SING.
De igual forma, se presenta el perfil horario del SING para cada mes del año.
Cabe señalar, que el perfil horario de la demanda corresponde a un factor adimensional que representa la
relación entre la potencia horaria y la potencia media del mes.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Perfil Horario de la Demanda del SING
Perfil Horario de la Demanda del SING
(factor adimensional respecto a potencia media)
(factor adimensional respecto a potencia media)
1.06
1.06
1.04
1.04
1.02
1.02
1.00
1.00
0.98
0.98
0.96
0.96
0.94
0.94
0.92
0.92
0.90
0.90
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Enero
Febrero
1
2
3
4
5
6
7
8
Marzo
Abril
Perfil Horario de la Demanda del SING
Mayo
Junio
Perfil Horario de la Demanda del SING
(factor adimensional respecto a potencia media)
(factor adimensional respecto a potencia media)
1.06
1.06
1.04
1.04
1.02
1.02
1.00
1.00
0.98
0.98
0.96
0.96
0.94
0.94
0.92
0.92
0.90
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
0.90
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Julio
Agosto
Septiembre
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Octubre
Noviembre
Diciembre
Gráfico 4: Perfil Horario de la Demanda del SING.
3.1.3
Oferta del SING y Escenarios Considerados
La oferta de generación considerada para efectos de la simulación de la operación del sistema, consiste en
aquella necesaria para alcanzar el costo marginal de largo plazo que permite el financiamiento de la unidad
genérica de desarrollo del sistema, que para efectos de este ejercicio de planificación consiste en una unidad
vapor-carbón cuyas características generales se presentan en la Sección 9.2.
La oferta de generación del SING, necesaria para abastecer los requerimientos de energía y potencia de los
principales consumos, está conformada tanto por centrales generadoras convencionales como por centrales
en base a Energías Renovables No Convencionales, en adelante ERNC. Siguiendo esta definición general,
se plantea un escenario inicial de oferta, el cual considera tanto proyectos termoeléctricos convencionales,
como proyectos no convencionales que cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada,
denominado Escenario Base.
Para determinar distintas condiciones de operación del SING, que a su vez permiten analizar diferentes
escenarios de exigencia al sistema de transmisión, se plantean escenarios de sensibilidad tanto a la
ubicación como a la fecha de ciertos proyectos de generación o consumo, dando forma a los siguientes
escenarios, cuyo detalle y explicación están contenidos en la presente sección:

Escenario Base.

Escenario Collahuasi.

Escenario Interconexión SING - SADI.

Escenario Interconexión SING – SIC Centro.

Escenario Interconexión SING – SIC Costa.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
A partir de la interconexión con el SIC, la oferta de generación del SING tendrá una componente aleatoria
dependiente del escenario hidrológico que se presente en el SIC, escenario hidrológico del cual además
depende el aporte hidroeléctrico desde el SIC y que impone distintos escenarios de intercambio entre los
Sistemas Eléctricos Interconectados, afectando el despacho de la matriz de generación del SING.
Los parques eólicos y las centrales solares fotovoltaicas, han sido modelados mediante un perfil horario de
generación según época del año, considerando dos ubicaciones posibles. En el caso de los parques eólicos,
se consideran dos perfiles representativos: uno de la localidad de Calama, que para efectos de este análisis
de planificación de largo plazo se utiliza en todos los parques eólicos ubicados en sectores cordilleranos; y
otro característico de la localidad de Sierra Gorda, que se utiliza en aquellos proyectos ubicados en sectores
de altitud intermedia (no cordilleranos ni costeros).
En el caso de las plantas solares fotovoltaicas, se cuenta con tres perfiles representativos: Calama, San
Pedro de Atacama y Pozo Almonte. Debido a la similitud de los tres perfiles y para efectos de simplicidad en
el análisis, se considera únicamente el perfil de la localidad de Pozo Almonte.
Para el caso de los perfiles de generación eólica, se cuenta con información de dos Cluster (o perfiles
representativos) para cada una de las zonas geográficas. Para efectos de este análisis de planificación de
largo plazo, se considera aquel Cluster que se repite mayor número de ocasiones. Una vez determinado el
Cluster se procede a “reordenar” el perfil de generación de tal manera que la generación del parque eólico
sea coincidente horariamente con la demanda del sistema.
Con respecto a los perfiles de generación solar, se cuenta con información de un solo Cluster para cada
zona, y al igual que en el perfil eólico, se ordena de forma coincidente horariamente con la demanda del
sistema.
De esta forma, para cada mes se obtiene un perfil de generación, eólica y solar, como el siguiente:
Perfil Mensual Típico - Eólico
Perfil Mensual Típico - Eólico
Coincidente con Demanda
0.90
0.90
0.80
0.80
0.70
0.70
0.60
0.60
0.50
0.50
[p.u.]
[p.u.]
Cronológico
0.40
0.40
0.30
0.30
0.20
0.20
0.10
0.10
0.00
1
2
3
4
5
6
7
8
0.00
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Cluster 1
5
1
2
3
4
0.80
0.80
0.70
0.70
0.60
0.60
0.50
0.50
[p.u.]
[p.u.]
0.90
0.40
0.40
0.30
0.30
0.20
0.20
0.10
0.10
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Cluster 1
9 10 11 18 24 12 13 14 15 16 17 19 23 20 21 22
Coincidente con Demanda
0.90
2
8
Perfil Mensual Típico - Solar
Cronológico
1
7
Cluster Elegido
Perfil Mensual Típico - Solar
0.00
6
Cluster 2
0.00
5
1
2
3
4
6
7
8
9 10 11 18 24 12 13 14 15 16 17 19 23 20 21 22
Cluster Elegido
Figura 2: Ejemplo de Tratamiento de Perfiles de Generación Eólica y Solar.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
3.1.3.1
Escenario Base
El Escenario Base busca representar, por una parte, las expectativas de crecimiento de los grandes
consumidores de energía del SING, y por otra, la forma en que este suministro debe ser abastecido,
mediante contratos de venta de energía con centrales convencionales y no convencionales. Para efectos de
la modelación, las futuras centrales convencionales fueron denominadas genéricamente por el nombre de la
zona en la cual se ubican. Además, se consideran los proyectos que se encuentran en construcción definidos
en el Informe Técnico de Precio de Nudo de abril de 2014 e informados en CDEC-SING, los cuales se
detallan en la Tabla 4.
La incorporación de las energías renovables no convencionales obedece al cumplimiento de las políticas
públicas vigentes en la actualidad, vale decir, la Ley N°20.698 de 2013, más conocida como Ley ERNC
20/25. Cabe señalar que para dar cumplimiento a la Ley, se considera la incorporación de poco más de 3900
MW de capacidad instalada de generación ERNC, principalmente centrales solares fotovoltaicas (cerca de un
75% de la capacidad ERNC instalada).
Tabla 4: Proyectos de Generación Declarados en Construcción
Proyectos
Tecnología
Potencia [MW]
Ubicación
Fecha PES
Arica Solar 1
ERNC
18
Parinacota 066
01/01/2015
Diesel Aguas Blancas
Diesel
2.5
O’Higgins 220
01/01/2015
San Pedro de Atacama I
ERNC
17
Calama 110
01/01/2015
San Pedro de Atacama III
ERNC
30
Calama 110
01/01/2015
San Pedro de Atacama IV
ERNC
24
Calama 110
01/01/2015
La Huayca 2
ERNC
21
Pozo Almonte 066
01/01/2015
Maria Elena
ERNC
72
Lagunas 220
01/01/2015
Cochrane 1
Carbón
236
Cochrane 220
01/05/2016
Cochrane 2
Carbón
236
Cochrane 220
01/10/2016
Kelar
GNL
516
Kapatur 220
01/10/2016
Planta Solar Cerro Dominador
ERNC
110
Encuentro 220
01/01/2018
El Escenario Base considera la demanda del SING tal como se plantea en la Sección 3.1.1, tanto en monto
como en lugar físico de retiro.
La oferta de generación por tipo de combustible corresponde a la presentada en el Gráfico 5:
Potencia Instalada SING
Potencia Instalada SING
(% por tipo)
(MW por tipo)
Carbón
Geotermia
GNL
Solar
Eólica
Hidro + Otros
Carbón
Diesel
Geotermia
GNL
Solar
Eólica
Hidro + Otros
Diesel
100%
14,000
90%
12,000
80%
10,000
70%
60%
8,000
50%
6,000
40%
30%
4,000
20%
2,000
0
2015
10%
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
0%
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Gráfico 5: Oferta de Generación SING – Escenario Base.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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2029
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
El detalle de la energía generada por tipo de combustible se encuentra en el Anexo 9.11.
La fecha de entrada en servicio de las distintas unidades corresponde a la indicada en la Tabla 5:
Tabla 5: Plan de Obras de Generación – Escenario Base.
Potencia de Proyectos [MW]
Zona
Año
Tecnología
Centro
Cordillera
Norte
Sur
Total
2015
Solar
191
-
276
-
467
2016
Carbón
560
-
-
-
560
2016
GNL
-
-
-
516
516
2016
Solar
30
-
100
-
130
2017
Solar
-
-
105
-
105
2018
Diesel
-
-
-
130
130
2018
Solar
170
-
-
-
170
2019
Carbón
-
-
-
375
375
2019
Diesel
-
-
-
130
130
2019
Eólico
100
-
-
-
100
2019
Solar
-
-
135
-
135
2020
Diesel
-
-
-
130
130
2020
Solar
60
100
60
-
220
2021
Eólico
100
50
-
-
150
2021
Geotermia
-
-
40
-
40
2021
Solar
180
-
90
-
270
2022
Carbón
-
-
-
375
375
2022
Eólico
40
-
-
-
40
2022
Geotermia
-
-
40
-
40
2022
Solar
90
100
-
50
240
2023
Carbón
-
-
175
-
175
2023
Eólico
-
-
175
-
175
2023
Solar
290
-
140
-
430
2024
Carbón
-
-
175
-
175
2024
Eólico
100
-
-
-
100
2024
Geotermia
-
-
-
50
50
2024
Solar
-
40
-
-
40
2025
Carbón
-
-
110
-
110
2025
Eólico
100
-
-
-
100
2025
GNL
-
-
-
250
250
2025
Solar
110
-
145
50
305
2026
Eólico
100
-
-
-
100
2026
Solar
30
-
-
-
30
2027
GNL
-
-
-
500
500
2027
Solar
-
40
70
-
110
2028
GNL
-
-
-
430
430
2028
Solar
80
-
60
50
190
2029
Eólico
-
-
175
-
175
2029
GNL
-
-
-
430
430
2031
GNL
-
-
-
430
430
2331
330
2071
3896
8628
Total general
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Mayor detalle del punto de conexión y potencia respectiva de los proyectos de generación se encuentra en
Anexo 9.12.
Gráficamente, el plan de obras de generación se presenta en el Gráfico 6:
Plan de Obras de Generación
(Escenario Base)
1400
Carbón
Diesel
GNL
Eólico
Geotermia
Solar
1200
MW por año
1000
800
600
400
200
0
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Gráfico 6: Plan de Obras de Generación SING – Escenario Base.
La disponibilidad y precio de los combustibles es la indicada en la Sección 3.1.4.
El costo marginal de largo plazo corresponde a un valor del orden los 80 USD/MWh (ver Sección 9.2), su
evolución anual se presenta en el Gráfico 7:
Costos Marginales del SING
200
180
CMg [USD/MWh]
160
140
120
100
80
60
40
20
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
0
Crucero 220 kV
Gráfico 7: Costos Marginales Esperados – Escenario Base.
3.1.3.2
Escenarios de Interconexión SING – SIC Centro
Como su nombre lo indica, este Escenario considera que a partir del mes de enero del año 2021 se
materializa el proyecto de Interconexión SING-SIC, considerando para ello una línea de transmisión de
2x500 kV de 1500 MVA por circuito, conectada en la subestación Seccionadora Nueva Crucero – Encuentro.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Como primera medida para evaluar el efecto de la interconexión sobre el sistema de transmisión del SING,
se modelan ambos sistemas eléctricos conectados por una línea de transmisión, de manera que el software
de optimización de la operación resuelva el problema matemático con ambos sistemas acoplados, es decir,
optimiza el uso del agua de los embalses del SIC, considerando todo el parque generador del SING
disponible.
Para la modelación del SING, se considera el Escenario Base, mientras que para modelación del SIC se
considera lo señalado en la Sección 9.7.
El costo marginal de largo plazo se presenta en el Gráfico 8:
Costos Marginales del SING
200
180
CMg [USD/MWh]
160
140
120
100
80
60
40
20
Crucero 220 kV
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
0
Cardones 220 kV
Gráfico 8: Costos Marginales Esperados – Escenario de Interconexión Centro.
3.1.3.3
Escenarios de Interconexión SING – SIC Costa
Este Escenario considera que a partir del mes de enero del año 2019 se materializa el proyecto de
Interconexión SING-SIC, considerando para ello una línea de transmisión de 2x500 kV de 1500 MVA por
circuito, conectada en la subestación Kapatur.
Como primera medida para evaluar el efecto de la interconexión sobre el sistema de transmisión del SING,
se modelan ambos sistemas eléctricos conectados por una línea de transmisión, de manera que el software
de optimización de la operación resuelva el problema matemático con ambos sistemas acoplados, es decir,
optimiza el uso del agua de los embalses del SIC, considerando todo el parque generador del SING
disponible.
Para la modelación del SING, se considera el Escenario Base, mientras que para modelación del SIC se
considera lo señalado en la Sección 9.7.
El costo marginal de largo plazo se presenta en el Gráfico 9:
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Costos Marginales del SING
200
180
CMg [USD/MWh]
160
140
120
100
80
60
40
20
Crucero 220 kV
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
0
Cardones 220 kV
Gráfico 9: Costos Marginales Esperados – Escenario de Interconexión Costa.
3.1.3.4
Escenario Collahuasi
Este Escenario considera un aumento de demanda de Minera Collahuasi durante los años 2020 y 2021,
adicional a lo informado por esta empresa, es decir, entrada de un bloque de 150 MW durante el 2020 y otros
190 MW durante el 2021. Con este Escenario se espera visualizar los efectos sobre el sistema de
transmisión que trae consigo la conexión de esta demanda, y determinar las obras de transmisión necesarias
para la correcta operación del SING en el largo plazo. Cabe destacar que el plan de obras de generación que
se considera en este escenario adelanta la entrada de proyectos de generación de forma de mantener el
costo marginal en un valor cercano a los 80 USD/MWh.
El costo marginal de largo plazo se presenta en el Gráfico 10:
Costos Marginales del SING
200
180
CMg [USD/MWh]
160
140
120
100
80
60
40
20
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
0
Crucero 220 kV
Gráfico 10: Costos Marginales Esperados – Escenario Collahuasi.
3.1.3.5
Escenario de Interconexión SING – SADI
En este Escenario se realiza la Interconexión entre el SING y el Sistema Argentino de Interconexión, SADI, a
partir del año 2016. Para ello se modela el SADI como un retiro constante de energía ubicado físicamente en
la Subestación Andes. La transferencia de potencia que se evalúa corresponde a 250 MW en sentido desde
SING hacia SADI.
El objetivo de este Escenario es verificar si el desarrollo del sistema de transmisión del SING en el largo
plazo es suficiente, o si se requiere la recomendación de obras adicionales o bien adelantar obras
proyectadas dentro del horizonte de planificación. Además, al igual que en el Escenario Collahuasi, el plan
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
de obras de generación de este escenario adelanta la entrada de proyectos de generación para mantener el
costo marginal cercano a los 80 USD/MWh.
Costos Marginales del SING
200
180
CMg [USD/MWh]
160
140
120
100
80
60
40
20
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
0
Crucero 220 kV
Gráfico 11: Costos Marginales Esperados – Escenario de Interconexión SING – SADI.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
3.1.4
Disponibilidad y Precio de Combustibles
La disponibilidad de los combustibles del SING utilizados para la simulación de la operación corresponde a lo
siguiente:

Año 2015. Disponibilidad informada para diciembre del año 2014 por E-CL para las unidades U16 y
TG3. Disponibilidad observada para 2014 para la unidad CTM3, operada por Norgener (15 días a
Mínimo Técnico). Disponibilidad informada por Gas Atacama para sus unidades CC1 y CC2 (0%
disponibilidad).

Año 2016. 100% disponibilidad para las unidades U16 y TG3, de E-CL. Unidad CTM3, misma
disponibilidad que 2015. 50% disponibilidad para unidades CC1 y CC2 de Gas Atacama.

Año 2017 en adelante. 100% disponibilidad de GNL para todas las unidades del SING (salvo CTM3
que se retira del SING).
Cabe mencionar que todas las unidades consideradas en el plan de obras de generación, que utilizan
combustible GNL, cuentan con 100% de disponibilidad de combustible en todo el horizonte de simulación.
Los precios de los combustibles corresponden a lo informado por la Comisión en su Informe Técnico
Definitivo de Precio de Nudo de Abril 2014.
En el Gráfico 12 se presenta la evolución de las bandas de precio de los principales combustibles del SING
4
para el periodo 2015 - 2029 .
Banda de Precio del Carbón
Precio del GNL
(USD/Ton)
2029
2028
2027
2026
2025
2023
2022
2021
2020
2024
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2017
2016
2015
0
2029
0
2028
200
2027
200
2026
400
2025
400
2024
600
2023
600
2022
800
2021
800
2020
1000
2019
1000
2018
1200
2017
1200
2018
(USD/Ton)
(USD/Ton)
2016
2019
Banda de Precio del Fuel Oil
Banda de Precio del Diesel
2015
2018
2017
2015
2029
2028
2027
0.0
2026
0
2025
2.0
2024
4.0
20
2023
40
2022
6.0
2021
60
2020
8.0
2019
80
2018
10.0
2017
12.0
100
2016
120
2015
14.0
2016
(USD/MMBTU)
140
Gráfico 12: Evolución de banda de precios de combustibles en el SING.
4
Para el Caso del GNL, la Comisión Nacional de Energía considera en su Informe Técnico un único valor para este combustible.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
3.2
SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL
Para la modelación del SIC se utiliza como base la información contenida en la versión definitiva del Informe
Técnico de Precio de Nudo de Abril 2014, emitido por la Comisión, considerando proyecciones de demanda,
oferta de generación, evolución del sistema de transmisión, estadística hidrológica y disponibilidad y precios
de combustibles.
Mayores detalles e información se encuentran en la Sección 9.7.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
4. ANÁLISIS DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO DEL SING - DIAGNÓSTICO
4.1
ASPECTOS GENERALES
A partir de las bases señaladas en el Capítulo 3, se modela el SING y se simula la operación económica
esperada para el periodo 2015 – 2029. Para efectos de identificar aquellas instalaciones del sistema de
transmisión que presentan limitaciones o congestiones, o bien para determinar los flujos esperados máximos
por las instalaciones del sistema de transmisión, se utiliza una metodología de diagnóstico que consiste, en
primer lugar, en la definición de escenarios de oferta y demanda que permitan representar adecuadamente el
desarrollo del SING en un horizonte de 15 años.
Como segundo paso, se obtienen curvas de duración de los flujos de potencia por las líneas a partir de los
resultados de las simulaciones de la operación realizadas en el software Plexos. Si bien, para efectos de
análisis se realizan curvas de duración para cada línea de transmisión y para cada uno de los escenarios
presentados en la Sección 3.1.3, inicialmente sólo se presentan en Anexos de este informe los gráficos
correspondientes a la simulación del Escenario Base. Sólo en aquellos casos en los cuales la magnitud de
los flujos por una línea de transmisión varíe significativamente de un escenario a otro, se presentan gráficos
correspondientes a dicho Escenario.
Tercero, y con el fin de complementar el diagnóstico, se realizan estudios eléctricos de flujos de potencia en
el software DigSilent Power Factory, de manera de identificar aquellas líneas del sistema de transmisión en
los cuales una contingencia simple pueda desencadenar la sobrecarga de otros tramos en la red para
algunos escenarios específicos de operación, es decir, se verifica el comportamiento del sistema bajo criterio
de seguridad N-1. Por otra parte, a partir de estos estudios se identifican los requerimientos de potencia
reactiva en el sistema eléctrico, necesarios para mantener los niveles de tensión del sistema cumpliendo los
estándares de calidad de servicio exigidos por la NT en estado normal de operación, y en estado de alerta en
caso de alguna contingencia en una línea de transmisión. Cabe destacar que el alcance de los estudios
eléctricos es sólo identificar problemas que se presentarían en la operación del sistema, y no realizar una
evaluación económica de un proyecto de transmisión en particular, por lo que el horizonte de análisis abarca
sólo el periodo comprendido entre los años 2015 y 2021. Sin perjuicio de lo anterior, para todas las obras
propuestas se verifica el cumplimiento de NT para todo el horizonte.
Como paso siguiente, para aquellas instalaciones de transmisión que presentan limitaciones, en el Capítulo 5
se presentan alternativas de proyectos (obras de transmisión) que permitan dar solución a los problemas
detectados, y en aquellos casos en que se dispone de más de una alternativa de expansión para levantar
una misma restricción, se comparan económicamente en términos de su valor de inversión, escogiéndose la
solución de menor costo. Finalmente, con las alternativas de expansión propuestas para levantar las
restricciones de transmisión, se realizan simulaciones de la operación con el fin de determinar la fecha
óptima de entrada de los proyectos de transmisión, con el fin de minimizar los costos de inversión, operación
y falla del sistema, y se determina el beneficio neto que cada obra de expansión genera, con respecto a la
situación sin proyecto 5.
Finalmente, y con el objeto de presentar los análisis y propuestas de manera más clara y ordenada, se
establecen 3 zonas o subsistemas dentro del SING, definidas de acuerdo a la ubicación geográfica de las
5
En la mayoría de las ocasiones la situación “sin proyecto” es inviable técnicamente, por lo que la evaluación económica inicial se
realiza mediante comparación de los valores de inversión entre las alternativas de solución técnicamente factibles, para luego sólo
ajustar la fecha de entrada de un proyecto a partir de la comparación entre el ahorro de costos de operación y falla, versus el costo de
inversión de los proyectos.
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instalaciones y al enmallamiento o enlaces existentes entre ellas. Las zonas definidas para tal efecto son las
siguientes:

Zona Norte. Comprendida por las líneas y subestaciones que se encuentran geográficamente
ubicadas hacia el norte de las subestaciones Crucero y Encuentro.

Zona Centro. Comprendida por las líneas y subestaciones del sector Tocopilla y Chuquicamata, así
como por aquellas instalaciones que conforman el enlace o anillo a través de las siguientes
subestaciones: Crucero, Encuentro, Laberinto, El Tesoro, Esperanza, El Cobre.

Zona Sur-Cordillera. Comprendida por las instalaciones que permiten el abastecimiento de las
subestaciones Zaldívar, Escondida, Domeyko, O’Higgins y Mejillones, así como de la ciudad de
Antofagasta.
Cabe destacar que las zonas Centro y Sur-Cordillera se encuentran conectadas entre sí en diversos puntos
del Sistema, por lo cual estas dos zonas deben contar con ciertos análisis y diagnósticos compartidos.
Según se presenta en el Gráfico 2, la demanda actual del SING se encuentra repartida de la siguiente forma
entre las zonas geográficas descritas anteriormente:

42% en la Zona Centro.

38% en la Zona Sur-Cordillera.

20% en la Zona Norte.
Por su parte, la generación se encuentra concentrada, principalmente en barras y subestaciones de las
zonas Centro (Tocopilla, Norgener) y Sur-Cordillera (Angamos, Atacama, Chacaya, además de Cochrane y
Kapatur a partir del año 2016).
Proyecto de Transmisión
En construcción - Ampliación
En construcción – N. Proyecto
Sistema Troncal Actual
Parinacota
Zona Norte
Pozo Almonte
Cóndores
Collahuasi
Tarapacá
Lagunas
D
Zona Centro
Nueva Crucero-Encuentro
Tocopilla
Salar
Chuquicamata
Proyecto de generación
Norgener
Crucero
Chacaya
Encuentro
A
Cochrane
N. Encuentro
C
Zona SurCordillera
Capricornio
E
Cochrane 1 y 2
Mejillones GNL 1 y 2
Carbón Mejillones 1 y 2
Carbón Tarapacá 1 y 2
Kelar 1 y 2
El Tesoro
El Cobre
Atacama
B
Esperanza
A
B
C
D
Angamos
E
Enlace
Laberinto
Nueva Zaldívar
Esmeralda
Sulfuros
Mejillones
Escondida
O’Higgins
Coloso
Domeyko
Figura 3: Identificación de zonas del SING considerando instalaciones de 220 kV.
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4.2
ANÁLISIS DE CAPACIDAD Y CONFIGURACIÓN DE BARRAS EN SUBESTACIONES
4.2.1
4.2.1.1
Análisis de Capacidad de Barras
Capacidad de Barras S/E Crucero
Dado el rol fundamental que juega la S/E Crucero sobre la seguridad de suministro del SING, se realiza un
análisis detallado respecto a la capacidad de barras y al impacto que tiene la cantidad de paños y nivel de
enmallamiento de esta subestación sobre la operación segura del SING.
Estos análisis y las respectivas recomendaciones de expansión se presentan en detalle en el Capítulo 5.
4.2.1.2
Capacidad de Barras S/E Encuentro
El análisis desarrollado para la S/E Encuentro consiste en determinar los flujos máximos por cada tramo de
barra para las distintas combinaciones de conexión, falla y flujos por las líneas que se conectan a dicha
subestación.
De acuerdo con los resultados obtenidos sólo se podrían presentar futuras sobrecargas en las barras de S/E
Encuentro en condiciones en que los flujos por el tramo Crucero – Encuentro superen los 520 MW. Sin
embargo lo anterior, dicha condición operacional no se presentaría en el mediano plazo en el SING bajo los
supuestos considerados en este Informe de Expansión. Más aún, la actual capacidad del tramo Crucero –
Encuentro no supera los 366 MVA.
Sólo a partir de la puesta en servicio de la ampliación a 1000 MVA del tramo 220 kV Crucero – Encuentro
(03/2016) se podrían superar los 500 MVA por este tramo, sin embargo, dichas condiciones no se
presentarían bajo los supuestos de expansión base considerados en este estudio, y sólo se presentarían en
el escenario de Interconexión Centro, de acuerdo a los análisis presentado en la Sección 4.4.
Por último, de acuerdo al proyecto de expansión decretado S/E Nueva Crucero Encuentro en el DS N°2012014 proyectado para el mes de Marzo 2018, los enlaces desde esta nueva subestación con las S/E Crucero
y Encuentro tendrían una capacidad de 500 MVA (2x500), lo que limitaría nuevamente la capacidad del
tramo entre subestaciones Encuentro y Crucero a 500 MVA, evitando posibles sobrecargas de barra.
En base a lo anterior, se recomienda postergar la decisión de proponer una obra de ampliación asociada con
la capacidad de barras de S/E Encuentro, hasta tener mayor certeza respecto del punto de conexión de la
Interconexión, y del proyecto final S/E Nueva Crucero Encuentro que se encuentra en proceso de licitación.
Respecto de la definición de la obra de ampliación que se debiese seguir analizando en procesos
posteriores, esta no necesariamente correspondería a ampliar la capacidad de barras de S/E Encuentro, y
podría corresponder a la construcción de una nueva línea de 500 MVA entre las S/E Nueva Crucero
Encuentro (Futura) y Encuentro, dependiendo de los costos de inversión asociados a las distintas
alternativas de expansión y del riesgo operacional que involucre cada alternativa al momento de intervenir
instalaciones.
Los resultados de este análisis se presentan en la Sección 9.10.
4.2.1.3
Capacidad de Barras SS/EE Tarapacá, Lagunas y Atacama
De la misma forma como se ha desarrollado para las barras de SS/EE Crucero y Encuentro, el análisis de
capacidad de barras que se realiza para SS/EE Tarapacá, Lagunas y Atacama consiste en determinar los
flujos máximos por cada tramo de barra para las distintas combinaciones de conexión, falla y flujos por las
líneas que se conectan a dichas subestaciones.
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De acuerdo con los resultados obtenidos, no existen condiciones operacionales bajo las cuales se presenten
sobrecargas en los tramos de barra de las SS/EE analizadas.
Los resultados de este análisis se presentan en la Sección 9.10.
4.2.2
Análisis de la Configuración de Barras en Subestaciones
El objetivo del presente análisis es verificar el cumplimiento del Artículo 3-24 de la NT, en lo que se refiere a
la redundancia de interruptores, de manera de realizar el mantenimiento de dichos equipos, manteniendo en
operación las instalaciones protegidas (líneas, transformadores u otros equipos), y proponer obras de
normalización que permitan dar cumplimiento a lo estipulado en la mencionada Norma.
El análisis se realiza, en primer lugar, levantando la información técnica de las subestaciones del SING, tal
como diagramas unilineales y planos de subestaciones del SING; en segundo lugar, determinando los flujos
de potencia por líneas y la participación de los retiros en el uso de dichas instalaciones, mediante GLDF; en
tercer lugar, se determina el subconjunto de instalaciones que deben ser normalizadas; y finalmente, se
proponen obras concretas para llevar a cabo dicha normalización, cada propuesta incluida en este informe es
acompañada de una ficha donde se presentan las razones por las cuales se propone su normalización, la
descripción general de las labores a realizar y una valorización estimativa de dichas labores y los equipos
necesarios.
Las obras de normalización se centran en aquellas subestaciones del SING que se encuentran en
subsistemas radiales, tienen configuración de barra simple y sirven para el abastecimiento de clientes
regulados.
Las subestaciones del SING analizadas en el marco de esta revisión son las siguientes:
Tabla 6: Subestaciones del Sistema de Transmisión del SING analizadas.
Nombre
Sistema de Transmisión
Nombre
Sistema de Transmisión
Tarapacá
Troncal
Salar
Adicional
Lagunas
Troncal
Chuquicamata
Adicional
Crucero
Troncal
Tocopilla
Adicional
Encuentro
Troncal
Esperanza
Adicional
Adicional
Atacama
Troncal
El Tesoro
Parinacota
Subtransmisión
Chacaya
Adicional
Cóndores
Subtransmisión
Mejillones
Adicional
Pozo Almonte
Adicional
O’Higgins
Adicional
Esmeralda
Subtransmisión
Domeyko
Adicional
Adicional
Collahuasi
Adicional
Sulfuros
Tocopilla
Adicional
Escondida
Adicional
Laberinto
Adicional
Zaldívar
Adicional
Andes
Adicional
Nueva Zaldívar
Adicional
El Cobre
Adicional
Mantos Blancos
Adicional
A partir de la revisión descrita anteriormente, se determina un subconjunto de subestaciones en las cuales
existen paños de línea que deben ser sometidas a normalización, éstas son:
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Tabla 7: Subestaciones con paños de línea por normalizar.
Nombre
Sistema de Transmisión
Parinacota
Subtransmisión
Cóndores
Subtransmisión
Pozo Almonte
Adicional
Esmeralda
Subtransmisión
A continuación se presenta un resumen de las obras propuestas para llevar a cabo la normalización de las
subestaciones del SING:
Tabla 8: Obras recomendadas para normalización de Subestaciones propuestas.
VI
Ref.
AVI
N°
Obra de Normalización
Plazo
Constructivo
Construcción
1
Ampliación S/E Parinacota
24
Inmediata
3,316
405
Nueva Barra de Transferencia
2
Ampliación S/E Cóndores
27
Inmediata
3,689
451
Nueva Barra de Transferencia y paño de línea
Tarapacá – Cóndores
3
Ampliación S/E Pozo
Almonte
26
Inmediata
3,405
416
Nueva Barra de Transferencia
4
Ampliación S/E Esmeralda
24
Inmediata
3,762
460
Nueva Barra de Transferencia
Miles de USD
Comentario
El detalle de la metodología, proyectos y su valorización itemizada se encuentra en el Anexo 9.3.
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4.3
4.3.1
ANÁLISIS ESCENARIO BASE Y PROPUESTA DE OBRAS COMUNES
Suficiencia en líneas que abastecen la zona cordillera
Los flujos de potencia por las líneas que abastecen la zona cordillera dependen, principalmente, de los
crecimientos de demanda proyectados por Minera Escondida (OGP1, Desaladora Coloso) y por Minera
Zaldívar.
Tabla 9: Demanda informada (MW) nuevos proyectos zona cordillera
Año
Minera Escondida
Minera Zaldívar
OGP1 Desaladora Coloso
Zaldívar
2014
95
0
0
2015
2016
160
0
0
130
55
0
2017
130
160
0
2018
130
130
0
2019
140
150
110
2020
140
200
110
En la Tabla 9 se presentan los crecimientos de demanda informados para estos nuevos proyectos, mientras
que en la Figura 4 se presentan en forma gráfica los proyectos de generación, transmisión y consumo que
Minera Escondida informó en construcción o está promoviendo para abastecer sus crecimientos de demanda
de manera segura. Estos proyectos de generación y transmisión se presentan con más detalle en la Tabla
10.
Tabla 10: Obras de generación y transmisión en construcción y proyectados, clientes libres zona cordillera
N
Transmisión
Capacidad (MVA)
1
SVC S/E Domeyko
Año
Estado
120
2015 Construcción
2 Seccionamiento Líneas 2x220 kV Atacama - Domeyko en S/E O'Higgins
-
2016 Construcción
3
Seccionamiento Líneas 2x220 kV Angamos - Laberinto (S/E Kapatur)
-
2016 Construcción
4
Línea 2x220 kV Kapatur - O'Higgins, circuito 1
840
2016 Construcción
5
Línea 2x220 kV Kapatur - O'Higgins, circuito 2
840
2016 Construcción
6
Nueva Línea 1x220 kV O'Higgins - Coloso, circuito 1
245
2017 Construcción
N
Generación
Capacidad (MVA)
1
Kelar
516
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Año
2016 Construcción
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Parinacota
Pozo Almonte
Collahuasi
Cóndores
Nueva Quebrada
Blanca
Tarapacá
Lagunas
5
Chuquicamata
Salar
Tocopilla
Proyecto de generación
Norgener
N. Crucero
Encuentro
Chacaya
Crucero
1
2
3
4
5
Encuentro
Cochrane
Capricornio
1
Cochrane 1 y 2
Kelar
Carbón Mejillones 1 y 2
Atacama GNL
Carbón Tarapacá
En construcción – Ampliación Troncal
En construcción – Nuevo proyecto Troncal
En construcción – Instalación adicional
N. Encuentro
Mantos Blancos
Proyectos Instalaciones Adicionales
Mejillones
Laberinto
El Cobre
Angamos
2
Atacama
Kelar
3
Nueva Zaldívar
Kapatur (ex Enlace)
4
Escondida
Antofagasta
Domeyko
Alto Norte
Esmeralda
O’Higgins
Coloso
SVC
Escondida
OGP1
Figura 4: Sistema de transmisión zonas centro y sur-cordillera. Instalaciones existentes, en construcción y
proyectadas.
Los proyectos de generación, transmisión y consumo mencionados afectan considerablemente sobre los
flujos esperados por las líneas que abastecen a la zona cordillera, y por lo tanto fueron considerados para los
análisis y recomendaciones de expansión esta zona.
Línea 220 kV Chacaya – Mejillones
De acuerdo con los resultados de las simulaciones de la operación presentados en la Sección 9.6, se puede
observar que los flujos de potencia por la línea 1x220 kV Chacaya - Mejillones, no superan en el largo plazo
los límites de transmisión de esa Línea. De hecho, los flujos de potencia por esta Línea no superan los 260
MW para el año 2020 en el Escenario Base, valor inferior a la capacidad térmica máxima de esta línea que
corresponde a 365 MVA. Si bien, los crecimientos de demanda informados para la zona cordillera afectan los
flujos esperados, la conexión de la central Kelar inyectando potencia prácticamente de manera directa a
través de las Líneas Kapatur – O’Higgins en S/E O’Higgins, permite relajar los flujos por esta línea.
Sin embargo, en aquellos escenarios en que se alcanzan los máximos flujos por la línea, se debe revisar la
suficiencia de ésta, ante contingencias en otras instalaciones.
Los casos críticos para esta línea se presentan para la siguiente condición de operación:
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


Escenarios de baja generación en S/E Kapatur (Baja generación Angamos y Kelar).
Máxima generación en S/E Chacaya.
Contingencia en alguna de las líneas que salen desde S/E Chacaya, siendo la más crítica la
contingencia en la Línea 220 kV Chacaya – Mantos Blancos.
Tabla 11: Flujos de potencia línea 220 kV Chacaya – Mejillones, normal y con contingencia en Línea 220 kV
Chacaya – Mantos Blancos
Año
Instalación
Normal
Contingencia
Crítica
2016
Línea 220 kV Chacaya – Mejillones
290
360
-
2018
Línea 220 kV Chacaya – Mejillones
250
310
Flujos bajan por desconexión central CTM3 del sistema.
2020
Línea 220 kV Chacaya – Mejillones
250
310
Flujos bajan por desconexión central CTM3 del sistema.
Comentario
Del análisis de contingencia para el escenario crítico presentado en la Tabla 11, se puede concluir que esta
línea no presentaría problemas de suficiencia en estado normal o contingencia de alguna instalación, por lo
que se cumpliría el criterio de seguridad N-1 sin necesidad de ampliación.
Línea 220 Mejillones – O’Higgins
En la Tabla 12 se presentan las capacidades de la línea 220 kV Mejillones – O’Higgins – Domeyko, las
cuales, en conjunto con los resultados de las simulaciones de largo plazo, serán utilizadas para identificar en
qué momento del horizonte de planificación se presentarían congestiones por suficiencia.
Tabla 12: Capacidad de transmisión actual para línea 220 kV Mejillones - O'Higgins - Domeyko
Instalación
Capacidad
térmica (MVA)
Capacidad por
TC (MVA)
Capacidad
Instalación (MVA)
Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins
260
304
260
Tramo 220 kV O'Higgins – Palestina
246
365
246
Tramo 220 kV Palestina – Domeyko
246
365
246
De los resultados de las simulaciones de la operación de largo plazo presentados en la Sección 9.6, se
observa que los flujos de potencia, en condiciones normales de operación, por la línea 220 kV Mejillones –
O’Higgins superarían los 260 MW el año 2016 para algunos escenarios críticos de operación. En base a lo
anterior, se superarían la capacidad máxima de esta línea en condiciones particulares de operación.
A pesar de lo anterior, al igual que para la línea 220 kV Chacaya – Mejillones, la entrada de la central Kelar y
la futura desconexión del sistema de la central CTM3 relajarían los flujos de potencia por esta línea a niveles
máximos proyectados para el horizonte 2017-2023 de 230 MW.
Si bien el problema de suficiencia de esta línea desaparece bajo las condiciones anteriores con la entrada en
servicio de central Kelar, y la desconexión de la CTM3, se debe analizar el cumplimiento del criterio de
seguridad N-1, para lo cual se hace necesario verificar que ante una contingencia no se supere la capacidad
máxima de esta línea.
Para verificar el cumplimiento del criterio N-1, el caso crítico considerado para esta línea se presentan en la
siguiente condición de operación:



Escenarios de baja generación en S/E Kapatur (Baja generación Angamos y Kelar).
Máxima generación en S/E Chacaya.
Contingencia en alguna de las líneas que salen desde S/E Chacaya, siendo la más crítica la
contingencia en la Línea 220 kV Chacaya – Mantos Blancos.
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Tabla 13: Flujos de potencia (MVA) Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins, normal y con contingencia en Línea 220
kV Chacaya – Mantos Blancos.
Contingencia
Crítica
310 (120%)
Comentario
-
150
-
Año
2016
Instalación
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins
Normal
250 (94%)
2016
Línea 220 kV O’Higgins – Palestina - Domeyko
145
2017
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins
220
2017
Línea 220 kV O’Higgins – Palestina - Domeyko
140
144
2020
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins
205
275(105%)
2020
Línea 220 kV O’Higgins – Palestina - Domeyko
175
178
275(105%)
6
Flujos bajan por desconexión central CTM3
del sistema.
Flujos bajan por desconexión central CTM3
del sistema.
De los resultados presentados en la Tabla 13 se puede verificar que el año crítico de sobrecarga ante
contingencia para la línea 220 kV Mejillones – O’Higgins corresponde al año 2016 (20% de sobrecarga),
antes de la entrada de la central Kelar y la desconexión de la central CTM3, sin embargo, esta sobrecarga se
presentaría puntualmente durante ese año, y disminuiría considerablemente en el horizonte 2017-2020 (5%
de sobrecarga). En base a lo anterior, en términos netamente técnicos sería necesario ampliar la capacidad
de la línea 220 kV Mejillones – O’Higgins, a pesar del aporte que generan las soluciones de transmisión de
Minera Escondida sobre la seguridad de suministro de la zona sur-cordillera.
Si bien, en términos técnicos sería necesaria esta ampliación, estaría sujeta a la evaluación económica que
se presenta en la Sección 6, dado que los niveles de sobrecarga ante contingencia son bajos después del
año 2016, y además se presentarían para condiciones muy puntuales de operación. Por consiguiente, y en
caso que la ampliación no sea recomendable económicamente, se podría reconfigurar el EDAG por
contingencia específica de desconexión de generación conectado en S/E Chacaya, con el fin de que
estuviese disponible en las condiciones de operación particulares mencionadas anteriormente, con el fin de
no restringir la operación del sistema por criterio de seguridad N-1.
Por consiguiente, dado el bajo nivel de sobrecarga en esta línea para las contingencias y escenarios de
operación mencionados, técnicamente se recomienda sólo una ampliación:

Ampliación de la Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins, año 2016.
Finalmente, cabe destacar que con la obra de transmisión recomendada en la Sección 4.3.2, Nueva Línea
1x220 kV Kapatur – Cochrane, se eliminaría esta condición crítica de operación y sobrecarga de la línea
Mejillones – O’Higgins ante contingencia. Lo anterior, a consecuencia de que se eliminaría la condición
operacional de baja generación en S/E Kapatur, por lo que no se requeriría un aumento de capacidad del
tramo 220 kV Mejillones – O’Higgins.
Actual línea O’Higgins – Palestina – Domeyko y Futura línea 220 O’Higgins – Domeyko
Con el seccionamiento de las Líneas 220 kV Atacama – Domeyko en S/E O’Higgins declarado en
construcción por Minera Escondida, la actual línea 220 kV O’Higgins – Palestina – Domeyko quedaría en
paralelo con la sección O’Higgins – Domeyko de las actuales Líneas 220 kV Atacama – Domeyko 1 y 2, por
lo cual serán analizadas en conjunto.
6
Esta sobrecarga se eliminaría con el proyecto propuesto en la Sección 4.3.2, Nueva Línea 1x220 kV Kapatur – Cochrane.
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En la Tabla 14 se presentan las capacidades de la línea 220 kV Mejillones – O’Higgins – Domeyko, las
cuales, en conjunto con los resultados de las simulaciones de largo plazo, serán utilizadas para identificar en
qué momento del horizonte de planificación se presentarían congestiones por suficiencia.
Tabla 14: Capacidad de transmisión actual para línea 220 kV O'Higgins - Palestina – Domeyko y líneas 220 kV
Atacama – Domeyko.
Instalación
Capacidad
térmica (MVA)
Capacidad por
TC (MVA)
Capacidad
Instalación (MVA)
Líneas 220 kV Atacama - Domeyko 1 y 2 (Futura
Línea 220 kV O’Higgins –Domeyko 1 y 2)
246
365
246
Tramo 220 kV O'Higgins – Palestina
246
365
246
Tramo 220 kV Palestina – Domeyko
246
365
246
De los resultados de las simulaciones de la operación de largo plazo presentados en la Sección 9.6, se
observa que los flujos de potencia por la línea 220 kV O’Higgins – Palestina – Domeyko, en condiciones
normales de operación, no superan su capacidad máxima al año 2021, alcanzando como máximo los 215
MW para algunos escenarios críticos de operación que se generan posteriormente a la entrada en servicio
de los proyectos de Minera Zaldívar (Año 2019). En el caso de las línea 220 kV O’Higgins – Domeyko 1 y 2
de la actual Línea 220 kV Atacama – Domeyko 1 y 2, no se supera la capacidad máxima conjunta de estas
líneas al año 2021, alcanzando como máximo los 136 MW por circuito para algunos escenarios críticos de
operación que se generan posteriormente a la entrada en servicio de los proyectos de Minera Zaldívar (Año
2019).
En base a los resultados anteriores, no habría problemas de suficiencia de estas líneas en estado normal de
operación en el horizonte 2015-2021. Sin embargo, en aquellos escenarios en que se alcanzan los máximos
flujos por estas líneas, se debe revisar la suficiencia ante contingencias en otras instalaciones, con el fin de
verificar el cumplimiento del estándar de seguridad N-1.
Para verificar el cumplimiento del criterio N-1, el caso crítico considerado para esta línea se presentan en la
siguiente condición de operación:




Máxima generación en S/E Kapatur (Alta generación Angamos y Kelar).
Máxima generación en S/E Chacaya.
Generación despachada en S/E Atacama.
Contingencia en líneas paralelas, Línea 220 kV O’Higgins – Palestina – Domeyko, o Líneas 220 kV
O’Higgins – Domeyko 1 o 2.
Tabla 15: Flujos de potencia (MVA) línea 220 kV O’Higgins - Domeyko, normal y con contingencia en líneas
paralelas.
Año
2018
Instalación
Línea 220 kV O’Higgins – Domeyko 1 o 2
Normal
123
Contingencia línea
paralela
175 (70%)
2018
Línea 220 kV O’Higgins – Palestina - Domeyko
190
234 (94%)
2019
Línea 220 kV O’Higgins – Domeyko 1 o 2
149
207 (84%)
2019
Línea 220 kV O’Higgins – Palestina - Domeyko
226(91%)
283(114%)
Comentario
Entrada proyectos Minera Zaldívar
De los resultados presentados en la Tabla 15 se puede verificar que el año 2019 se presenta una sobrecarga
del 14% en la línea 220 kV O’Higgins – Palestina – Domeyko ante contingencia en alguna de las Líneas 220
kV O’Higgins – Domeyko 1 o 2, dicha sobrecarga coincide con la entrada en operación de los proyectos
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informados por Minera Zaldívar. Por consiguiente, en términos netamente técnicos, es necesario ampliar la
capacidad de la línea 220 kV O’Higgins – Palestina - Domeyko, o la construcción de una nueva línea hacia
Domeyko coincidente con la entrada de los proyectos de consumo informados por Minera Zaldívar, con el fin
de evitar futuras restricciones operativas para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 en transmisión.
Sin embargo, estas propuestas deberán ser analizadas económicamente en términos del ahorro en costos
de operación, al evitar que el sistema opere con la restricción mencionada anteriormente.
En base a lo anterior, técnicamente se recomienda:

Nueva Línea 220 kV O’Higgins - Domeyko, año 2019.
Futura línea 220 Atacama – O’Higgins (Líneas 220 kV Atacama – Domeyko 1 y 2)
De los resultados de las simulaciones de la operación de largo plazo presentados en la Sección 9.6, se
observa que los flujos de potencia por la línea 220 kV Atacama – O’Higgins, en condiciones normales de
operación, no superan su capacidad máxima en el periodo 2016-2021, alcanzando como máximo los 200
MW por circuito para algunos escenarios críticos de operación del año 2021. De las mismas curvas de
duración, se desprende que sólo se superarían los 100 MW de flujo por circuito (200 MW en conjunto) con
una esperanza del 2% al año 2021. Considerando que por cada circuito no se superarían los 100 MW de
flujo, y que la capacidad de cada uno de ellos es cercana a los 250 MW (Tabla 14), no es recomendable una
ampliación de esta línea en términos económicos en el corto plazo, y por simple inspección se observa el
cumplimiento del criterio de seguridad N-1 con una esperanza superior al 98% durante el horizonte de
evaluación, y sólo se podría limitar la operación en condiciones de operación muy eventuales. En base a lo
anterior, una posible recomendación de ampliación de esta línea será postergada para una siguiente
revisión.
Futura línea 220 Kapatur – O’Higgins
De acuerdo a los proyectos de transmisión informados por Minera Escondida para dar seguridad de
suministro a sus consumos futuros, tienen relevancia los proyectos 3, 4 y 5 de la Tabla 10, esto es:



Nueva S/E Seccionadora Kapatur, seccionando Líneas 2x220 kV Angamos – Laberinto 1 y 2, para
conexión de futura central Kelar.
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins, circuito 1, 700 MVA, año 2016.
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins, circuito 2, 700 MVA, año 2017.
De los resultados de las simulaciones de la operación de largo plazo presentados en la Sección 9.6, se
observa que los flujos de potencia por la línea 220 kV Kapatur – O’Higgins (circuitos 1 y 2 en conjunto), en
condiciones normales de operación alcanzan los 600 y 550 MW en los años 2016 y 2017, respectivamente,
valor que por simple inspección no supera la capacidad de la línea por criterio de seguridad N-1,
considerando que la capacidad de cada circuito corresponde a 700 MVA, y además habría un paralelismo
indirecto con las líneas 220 kV Kapatur – Laberinto 1 y 2 de igual capacidad (700 MVA).
Se debe destacar que la propuesta original considera la entrada de sólo un circuito Kapatur – O’Higgins al
año 2016 para los crecimientos iniciales de demanda de Minera Escondida (OGP1) y la conexión de la
central Kelar, lo que sería suficiente para cumplir con los criterios de seguridad N-1. Por otra parte, considera
la entrada del segundo circuito Kapatur – O’Higgins al año 2017 para los nuevos crecimientos de demanda
de Minera Escondida (Desaladora Coloso), necesidad que depende del nivel de toma de carga de este
nuevo consumo.
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Para verificar el cumplimiento del criterio N-1, se presenta un análisis de contingencia para el horizonte
2016-2020. Dicho análisis considera el escenario más crítico para la línea Kapatur – O’Higgins, el cual
corresponde a la siguiente condición de operación:



Máxima generación en S/E Kapatur (Centrales Angamos 1, 2 y Kelar a plena carga).
Baja generación en S/E Chacaya y en S/E Atacama.
Contingencia en líneas paralelas:
o Contingencia 1: Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 1 o 2.
o Contingencia 2: Línea 220 kV Kapatur – Laberinto 1 o 2.
Tabla 16: Flujos de potencia (MVA) línea 220 kV Kapatur – O’Higgins, normal y con contingencia en líneas
paralelas.
Año
Instalación
Contingencia 1
Contingencia 2
2016
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 1
Cap. Normal
700
420
-
550
2016
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins
246
150
256 (96%)
70
2016
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 1
700
245
465
365
2016
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 2
700
245
465
-
2016
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 1
700
451
-
595
2016
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins
246
120
278 (105%)
76
2016
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 1
700
256
505
385
2016
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 2
700
256
505
-
2017
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 1
700
478
-
610
2017
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins
246
153
322 (122%)
113
2017
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 1
700
246
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 2
700
246
Problema
Estabilidad
366
2017
2017
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 1
700
295
478
353
-
2017
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 2
700
295
-
353
2017
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins
246
117
153
78
2017
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 1
700
190
246
266
2017
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 2
700
190
246
-
2018
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 1
700
283
460
345
2018
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 2
700
283
-
345
2018
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins
246
103
140
63
2018
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 1
700
200
255
280
2018
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 2
700
200
255
-
2019
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 1
700
385
632
476
2019
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 2
700
385
-
476
2019
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins
246
27
109
60
2019
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 1
700
285
360
400
2019
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 2
700
285
360
-
2020
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 1
700
395
645
483
2020
Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins 2
700
395
-
483
2020
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins
246
72
122
20
2020
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 1
700
280
356
392
2020
Líneas 220 kV Angamos – Laberinto 2
700
280
356
-
Comentario
Con Kelar (516 MW),
Sin Desaladora Coloso
Con Kelar (516 MW),
Con Desaladora Coloso (55 MW)
Con Kelar (516 MW),
Con Desaladora Coloso (160 MW)
Problema estabilidad de tensión
y sobrecarga Mejillones –
O’Higgins.
Con Kelar (516 MW),
Con Desaladora Coloso (160 MW)
Con Kelar (516 MW),
Con Desaladora Coloso (160 MW)
Con Desaladora Coloso (150 MW) ,
Proyecto Minera Zaldívar (110 MW)
y Kelar (516MW)
+ Carbón Mejillones 1 (375 MW)
Con Desaladora Coloso (200 MW) ,
Proyecto Minera Zaldívar (110 MW)
y Kelar (516MW)
+ Carbón Mejillones 1 (375 MW)
En la Tabla 16 se presentan los resultados de las simulaciones de los escenarios críticos de contingencia
para la línea 220 kV Kapatur – O’Higgins, donde se verifica el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 al
considerar los proyectos de transmisión propuestos, destacando la necesidad de la construcción del segundo
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circuito de la Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins, de manera inmediata a la toma de carga del nuevo proyecto
Desaladora Coloso, debido a que con su consumo inicial informado al año 2016 de 55 MW, una contingencia
en el tramo Kapatur – O’Higgins desencadenaría una sobrecarga en la línea 220 kV Mejillones – O’Higgins.
En base a lo anterior, técnicamente se recomienda:


Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - O’Higgins, circuito 1, 700 MVA, año 2016. Conexión de central
Kelar.
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - O’Higgins, circuito 2, 700 MVA, año 2016. Inicio de toma de carga
Proyecto Desaladora Coloso de Minera Escondida.
Futura línea 220 O’Higgins – Coloso
De acuerdo a las proyecciones de demanda informadas por Minera Escondida, el proyecto Desaladora
Coloso significaría un aumento de demanda cercano a los 160 MW al año 2016 y llegando a los 200 MW al
año 2020, los cuales se podrían abastecer de manera radial desde la Línea 220 kV O’Higgins – Coloso,
considerando que dicha línea tiene una capacidad de 245 MVA (levantando la limitación actual por TTCC de
91 MVA). Sin embargo, una segunda línea 220 kV O’Higgins – Coloso permitiría dar seguridad de suministro
a los nuevos consumos asociados al proyecto Desaladora Coloso, ante contingencia en la línea existente. En
base a lo anterior, se justifica la ejecución del proyecto 6 de la Tabla 9, y se recomienda:


4.3.2
4.3.2.1
Nueva Línea 1x220 kV O’Higgins - Coloso, 700 MVA, año 2017.
Cambio de TTCC actual Línea 1x220 kV O’Higgins – Coloso, año 2017.
Nuevas Inyecciones en Zona Mejillones. Futuras subestaciones Kapatur y Cochrane
Inyección en S/E Kapatur. Centrales Kelar, Angamos 1 y 2
De acuerdo a los análisis realizados en la Sección 4.3.1, al concretarse los proyectos de transmisión
informados por Minera Escondida para la conexión de la nueva central Kelar y su proyecto Desaladora
Coloso, no habría restricciones operativas por criterio de seguridad N-1 que limitasen la operación de las
centrales Kelar y Angamos (Ver Tabla 16). Más aún, con la puesta en servicio del segundo circuito de la
Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins no se generarían restricciones operativas en la S/E Kapatur, incluso
considerando la conexión de un futuro módulo de generación en Mejillones de 375 MW (Carbón Mejillones 1)
en la misma subestación (Año 2019, Tabla 16).
En la Tabla 17 se presentan las centrales que se conectarían en la futura S/E Kapatur, considerando las
centrales que se encuentran actualmente en servicio (Angamos 1 y 2), las que se encuentran en
construcción (Kelar) y las recomendadas como plan de obras de generación (Carbón Mejillones 1 y 2).
Tabla 17: Potencia máxima centrales en S/E Kapatur 220 kV.
Central
Potencia Máxima (MW) Año PES
Estado
Potencia Acumulada (MW)
260
Angamos 1
260
2011
En servicio
Angamos 2
260
2011
En servicio
520
Kelar
516
2016
En construcción
1036
Carbón Mejillones 1
375
2019
Plan de obras
1411
Carbón Mejillones 2
375
2022
Plan de obras
1786
Si bien, se demostró con los análisis presentados en la Tabla 16 que es factible la conexión de un módulo de
generación adicional de 375 MW en Mejillones sin necesidad de proponer nuevas obras adicionales a las
descritas en la Sección 4.3.1, no se garantiza la conexión de un segundo módulo sin que aparezcan futuras
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restricciones operativas. En base a lo anterior, se verifica el nivel máximo de inyección en la futura S/E
Kapatur, considerando que se materializan las obras propuestas en la sección anterior.
En la Tabla 18 se presenta un resumen de los resultados obtenidos a partir de los análisis eléctricos, donde
se verifica que la máxima capacidad de inyección en S/E Kapatur alcanzaría los 1550 MW en la medida que
se concrete la construcción de la S/E Kapatur y ambos circuitos de la Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins.
Esta capacidad máxima de inyección permite la conexión de nuevos proyectos de generación por un total de
520 MW adicionales a la futura conexión de Kelar, monto que no permitiría el despacho máximo de la
totalidad de las obras de generación recomendadas para la zona de Mejillones (750 MW al año 2021).
Tabla 18: Capacidad de Inyección máxima de centrales en S/E Kapatur 220 kV, en función de las obras de
transmisión desarrolladas.
Nueva Instalación agregada
Año
Evaluación
Potencia
Máxima (MW)
Por criterio N-1
Comentario
Sólo con S/E seccionadora Kapatur
2016
700
Limitación por capacidad de línea Kapatur – Laberinto
ante contingencia en circuito paralelo. Adicionalmente
problemas de baja tensión en zona sur-cordillera.
+ Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1
2017
1200
Limitación por capacidad de línea Kapatur – O’Higgins
ante contingencia en línea Kapatur - Laberinto.
Adicionalmente problemas de baja tensión en zona surcordillera y sobrecarga de línea Mejillones – O’Higgins
para contingencia en línea Kapatur - O’Higgins.
+ Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 2
2021
1550
Limitación por capacidad de línea Kapatur – O’Higgins 1
ante contingencia en línea Kapatur – O’Higgins 2.
Adicionalmente problemas de baja tensión en zona surcordillera.
4.3.2.2
Inyección en S/E Cochrane. Centrales Cochrane 1 y 2
De acuerdo a la información entregada por el propietario del proyecto de generación Cochrane, esta central
contempla las siguientes obras:


2 módulos de generación de 260 MW en la zona de Mejillones en nueva S/E Cochrane, año 2016.
Línea 2x220 kV Cochrane – Encuentro 1 y 2, de 720 MVA cada circuito, año 2016.
Actualmente, estas obras de generación y transmisión han sido declaradas en construcción por el propietario
de este proyecto, bajo lo cual se consideran en los análisis de este estudio.
Tabla 19: Potencia máxima centrales en S/E Cochrane 220 kV.
Central
Potencia Máxima (MW) Año PES
Estado
Potencia Acumulada (MW)
Cochrane 1
260
2016
En construcción
260
Cochrane 2
260
2016
En construcción
520
En la Tabla 19 se presenta la generación máxima proyectada a conectarse en la S/E Cochrane, la cual se
contrastará con la máxima capacidad de inyección en la misma subestación, con el fin de identificar la
capacidad disponible del tramo 220 kV Cochrane – Encuentro para la conexión de nuevas centrales de
generación.
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Tabla 20: Capacidad de Inyección máxima de centrales en S/E Cochrane 220 kV.
Con instalaciones de transmisión
Año
Evaluación
Potencia
Máxima (MW)
Por criterio N-1
Comentario
Línea 2x220 kV Cochrane – Encuentro 1 y 2
2016
700
Limitación por capacidad del mismo tramo 220 kV
Cochrane – Encuentro, ante contingencia de alguno de
sus circuitos.
Según la capacidad informada por el propietario de las futuras líneas de inyección de esta central, la
capacidad máxima de inyección en S/E Cochrane permitiría la conexión de nuevos proyectos de generación
por un total de 200 MW adicionales a las centrales Cochrane 1 y 2.
4.3.2.3
Resumen
De acuerdo a lo presentado en las secciones 4.3.2.1 y 4.3.2.2, con la conexión de futuras centrales
generadoras en la zona de Mejillones, adicionales a las que actualmente se encuentran en construcción
(Cochrane y Kelar), se requeriría de mayor infraestructura de transmisión a la que existe actualmente y la
que encuentra en construcción.


En S/E Kapatur, con el desarrollo de las obras de transmisión Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1
y 2 (700 MVA), quedaría una capacidad disponible para nuevos proyectos de generación cercana a
los 500 MW, adicionales a la generación de las centrales Angamos 1, 2 y Futura Kelar.
En S/E Cochrane, con el desarrollo de las obras de transmisión Línea 2x220 kV Cochrane –
Encuentro 1 y 2 (700 MVA), quedaría una capacidad disponible para nuevos proyectos de
generación cercana a los 200 MW, adicionales a la generación de las centrales futuras Cochrane 1 y
2.
Considerando el plan de obras de generación recomendado, que toma como referencia proyectos de
generación que promueven los agentes del sector, la capacidad disponible conjunta entre ambas
subestaciones alcanza los 700 MW, valor inferior a la capacidad alta pero no suficiente para la conexión de
las obras recomendadas en la zona de Mejillones hasta el año 2021. Más aún, el plan de obras
recomendado considera 2 centrales a Carbón adicionales en la zona de Mejillones al año 2021, cada una de
375 MW, totalizando los 750 MW.
En base a lo anterior, existirían 2 alternativas de desarrollo del sistema de transmisión que permitirían
satisfacer las necesidades anteriormente planteadas.
Las alternativas consideradas son las siguientes:
A. Opción 1: Desarrollo de la transmisión considerando polos independientes de generación.
Esta opción considera el desarrollo de la transmisión de manera independiente para cada uno de los
polos de generación antes descritos (S/E Kapatur y S/E Cochrane).
B. Opción 2: Desarrollo de la transmisión considerando polo conjunto de generación.
Esta opción considera el desarrollo de la transmisión de la zona de Mejillones de manera conjunta
para las S/E Kapatur y S/E Cochrane.
Con la opción 1, es evidente que no sería posible la conexión de las 2 centrales propuestas en S/E Kapatur
sin tener restricciones operativas, y en S/E Cochrane no sería posible la conexión de ninguno de los 2
módulos propuestos ya que la capacidad disponible en esta subestación sería inferior a la capacidad máxima
de cada una de estas centrales. En base a lo anterior, se requeriría infraestructura adicional (Nueva Línea
hacia O’Higgins, Laberinto o Encuentro) para la conexión de ambos módulos de generación, o tendrían que
recomendarse módulos de generación de menor tamaño que logren optimizar el uso de los 700 MW
adicionales disponibles para inyección de potencia.
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En cuanto a la opción 2, un desarrollo conjunto permite generalmente:
1. Aumentar los límites máximos de inyección asociados al criterio de seguridad N-1, ya que permite
mejorar la distribución de flujos al aumentar paralelismo entre líneas. Más aún, si las líneas son de
capacidades similares.
2. Permite dar mayor flexibilidad a la conexión de proyectos, en cuanto su tamaño, ya que en un solo
punto se tendría al menos la capacidad total disponible conjunta de ambos polos de generación.
Considerando lo anterior, se analizará la opción 2 para verificar su factibilidad técnica.
4.3.2.4
Desarrollo de la transmisión considerando polo conjunto de generación
En la Tabla 21 se presentan las centrales que se conectarían en las futuras S/E Kapatur y S/E Cochrane,
considerando las centrales que se encuentran actualmente en servicio (Angamos 1 y 2), las que se
encuentran en construcción (Cochrane 1, 2 y Kelar) y las recomendadas como plan de obras de generación
(Carbón Mejillones 1 y 2).
Tabla 21: Potencia máxima centrales en S/E Kapatur y S/E Cochrane 220 kV.
Central
Potencia Máxima (MW) Año PES
Estado
Potencia Acumulada (MW)
Angamos 1
260
2011
En servicio
260
Angamos 2
260
2011
En servicio
520
Kelar
516
2016
En construcción
1036
Cochrane 1
260
2016
En construcción
1296
Cochrane 2
260
2016
En construcción
1556
Mejillones Carbón 1
375
2019
Plan de obras
1931
Mejillones Carbón 2
375
2022
Plan de obras
2300
Si bien, se demostró con los análisis presentados en las secciones 4.3.2.1 y 4.3.2.2 que es factible la
conexión de generación adicional de hasta 700 MW en la zona de Mejillones (en conjunto entre SS/EE
Kapatur y Cochrane) sin necesidad de proponer nuevas obras adicionales a las descritas en la Sección 4.3.1,
no se garantiza la conexión de la segunda central recomendada sin que aparezcan futuras restricciones
operativas. En base a lo anterior, se verificará el nivel máximo de inyección conjunta entre las futura S/E
Kapatur y S/E Cochrane.
En la Tabla 22 se presenta un resumen de los resultados obtenidos a partir de los análisis eléctricos, donde
se verifica que la máxima capacidad de inyección conjunta entre S/E Kapatur y S/E Cochrane alcanzaría los
2350 MW en la medida que estas subestaciones operen de manera interconectada. Esta capacidad máxima
de inyección permitiría la conexión de los proyectos de generación recomendados hasta el año 2022 por un
total de 750 MW adicionales a la futura conexión de Kapatur y Cochrane.
Más aún, se debe destacar, que con una operación interconectada de las futuras SS/EE Cochrane y Kapatur,
es posible aumentar la capacidad máxima de inyección desde 2250 MW (independientes) a 2350 MW
(interconectadas), aumentando la capacidad disponible en 100 MW con un proyecto de transmisión de menor
envergadura.
Tabla 22: Capacidad de Inyección máxima de centrales en S/E Kapatur y S/E Cochrane 220 kV.
Potencia
Capacidad
Máxima (MW) disponible
Por criterio N-1
(MW)
Nueva Instalación agregada
Año
Evaluación
Sin Línea 220 kV Kapatur Cochrane
2021
2250
700
Limitación independiente en cada S/E.
S/E Kapatur 1550 MW y S/E Cochrane 700 MW
Con Línea 220 kV Kapatur Cochrane
2021
2350
800
Limitación por capacidad de línea Kapatur –
O’Higgins 1 ante contingencia en línea Kapatur –
O’Higgins 2.
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Comentario
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En la Figura 5 se presenta en forma gráfica la recomendación que permitiría la conexión de las centrales
recomendadas (Al menos hasta el año 2022) en este plan de expansión.
Por consiguiente, se recomienda la siguiente obra de transmisión:

Nueva Línea 1x220 kV Kapatur – Cochrane, 500 MVA, año 2021.
Parinacota
Pozo Almonte
Collahuasi
Cóndores
Nueva Quebrada
Blanca
Tarapacá
Lagunas
5
Chuquicamata
Salar
Tocopilla
Proyecto de generación
Norgener
N. Crucero
Encuentro
Chacaya
Crucero
1
2
3
4
5
Encuentro
Cochrane
Capricornio
1
Cochrane 1 y 2
Kelar
Carbón Mejillones 1 y 2
Atacama GNL
Carbón Tarapacá
En construcción – Ampliación Troncal
En construcción – Nuevo proyecto Troncal
En construcción – Instalación adicional
N. Encuentro
Mantos Blancos
Proyectos Instalaciones Adicionales
Recomendado Instalación Adicional
Mejillones
Laberinto
El Cobre
Angamos
2
Atacama
Kelar
3
Nueva Zaldívar
Kapatur (ex Enlace)
4
Escondida
Antofagasta
Esmeralda
Domeyko
Alto Norte
O’Higgins
Coloso
SVC
Escondida
OGP1
Figura 5: Zona sur-cordillera del SING, recomendación para aumentar capacidad de inyección en zona de
Mejillones.
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4.3.3
4.3.3.1
Línea Crucero – Encuentro
Línea 220 kV Crucero – Encuentro
En la Figura 6, se presentan los flujos esperados por la línea 2x220 kV Crucero – Encuentro para el período
2015 -2018, donde se verifica que con el proyecto de ampliación en construcción decretado para esta línea
troncal a 1000 MVA por circuito, no habrían problemas de suficiencia. En cuanto al cumplimiento del criterio
de seguridad N-1, este se puede verificar directamente a partir de los flujos esperados, considerando que
cada circuito es de 1000 MVA, y ante contingencia en uno de sus circuitos los flujos se traspasan
directamente al otro circuito dada la corta distancia (baja impedancia) entre S/E Crucero y S/E Encuentro, lo
que se traduce en una nula redistribución de los flujos en el resto del sistema. En base a lo anterior, el límite
de capacidad correspondería a 1000 MVA.
Cabe destacar que inicialmente los flujos naturales por esta línea en caso que no se modelasen las
restricciones de transmisión, superan los 500 MW en algunos escenarios de operación, sin embargo, la
entrada de las centrales Cochrane 1 y 2 el año 2016 permite disminuir considerablemente los flujos en la
dirección Crucero hacia Encuentro.
Crucero 220->Encuentro 220
1000
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
800
Flujo(MW)
600
400
200
0
-200
-400
2015
2015.5
2016
2016.5
2017
t[años]
2017.5
2018
2019
2018.5
Figura 6: Flujos esperados actuales Líneas 220 kV Crucero – Encuentro 1 y 2
4.3.3.2
Futura Línea 220 kV Crucero - Nueva Crucero-Encuentro
Opción A: Sin reubicación de paños de S/E Crucero
En la Figura 7, se presentan los flujos esperados por la futura línea 220 kV Crucero – Nueva Crucero
Encuentro 1 y 2 para el período 2018-2030, una vez que se concrete el proyecto decretado en construcción
para el año 2018, “Subestación seccionadora Nueva Crucero Encuentro”. Cabe destacar, que de acuerdo a
las bases de este proyecto troncal, la capacidad de las líneas que van desde el punto de seccionamiento de
la línea Crucero – Encuentro hacia la nueva S/E Crucero Encuentro, será de 500 MVA, lo que disminuiría
nuevamente la capacidad de la línea Crucero – Encuentro.
De los resultados de las simulaciones, se puede verificar que existen condiciones de operación bajo las
cuales se superarían los límites de capacidad de esta línea, asociados al criterio de seguridad N-1 (500
MVA), particularmente, las condiciones más críticas en el periodo 2018-2022 se producen en aquellos
escenarios en que las centrales Cochrane 1 y 2 se encuentran fuera de servicio.
Si bien, el límite de capacidad de esta línea disminuiría el año 2018 desde 1000 a 500 MVA como
consecuencia de la puesta en servicio de la nueva subestación seccionadora, en el periodo 2018-2023 sólo
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sería necesaria una capacidad mayor a 500 MVA bajo condiciones particulares de operación. Por
consiguiente, técnicamente se recomendaría volver a ampliar este tramo, pero su necesidad de ampliación
quedaría sujeta a la evaluación económica que se presentará en la Sección 6.
Por otra parte, en la Sección 5 se realiza una recomendación de reubicación de paños en S/E Crucero, la
cual afecta los flujos de potencia por esta línea y por consiguiente influye en la recomendación.
Para esta condición, sin reubicación de paños de S/E Crucero, técnicamente se recomienda:

Ampliar futura Línea 220 kV Crucero – Nueva Crucero Encuentro a 700 MVA, año 2018, junto con la
entrada en servicio de la nueva subestación.
Crucero 220->Nueva Crucero Encuentro 220
800
600
Flujo(MW)
400
200
0
-200
-400
-600
-800
2018
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
2020
2022
2024
t[años]
2026
2028
2030
Figura 7: Flujos esperados futuras Líneas 220 kV Crucero – Nueva Crucero Encuentro 1 y 2. Sin reubicación de
paños.
Opción B: Con reubicación de paños de S/E Crucero propuesta en Sección 5
En la Figura 8, se presentan los flujos esperados por la futura línea 220 kV Crucero – Nueva Crucero
Encuentro 1 y 2 para el período 2018-2030, considerando que se lleva a cabo la recomendación de
reubicación de paños en S/E Crucero propuesta en la Sección 5.
De los resultados de las simulaciones, se puede verificar que los flujos de potencia por este tramo en el
periodo 2018-2022 no superarían los 220 MW, valor inferior al nuevo límite de capacidad asociados al criterio
de seguridad N-1 (500 MVA).
Si bien, el límite de capacidad de esta línea disminuiría el año 2018 desde 1000 a 500 MVA como
consecuencia de la puesta en servicio de la nueva subestación seccionadora, en el horizonte 2018-2022 no
sería necesaria una capacidad mayor a 500 MVA. Por consiguiente, no sería necesario en el largo plazo
volver a ampliar este tramo en caso que se materialicen las obras de reubicación de paños de S/E Crucero
presentadas en la Sección 5.
Sin embargo, los flujos por este tramo cambiarían radicalmente con la entrada en servicio de los proyectos
informados por Minera El Abra para el año 2023, por lo que previo a este proyecto sería necesario ampliar el
tramo Crucero – Nueva Crucero Encuentro, habiendo mayor certeza de la forma de conexión de sus nuevos
proyectos, ya que en este caso se asume que dichos proyectos toman carga radial desde su actual línea
conectada a Crucero.
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Finalmente, con la reubicación de paños en S/E Crucero, técnicamente no se recomendaría la ampliación de
este tramo en el largo plazo.
Flujos Crucero 220->Nueva Crucero Encuentro 220
800
600
Flujo (MW)
400
200
0
-200
-400
-600
-800
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
t (Años)
2025
2026
2027
2028
2029
Figura 8: Flujos esperados futuras Líneas 220 kV Crucero - Nueva Crucero Encuentro 1 y 2. Con reubicación de
paños recomendada en Sección 5.
4.3.3.3
Futura Línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro
En la Figura 9, se presentan los flujos esperados por la futura línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro –
Encuentro para el período 2018-2030, una vez se concrete el proyecto decretado en construcción para el año
2018, “Subestación seccionadora Nueva Crucero Encuentro”.
Se debe destacar que los flujos esperados por esta línea no se verían alterados por la concreción de las
obras de reubicación de paños de S/E Crucero recomendadas en la Sección 5, ya que el punto de
reubicación de estos paños sería la futura subestación Nueva Crucero Encuentro.
De los resultados de las simulaciones (Figura 9), se puede verificar que bajo condiciones de operación muy
particulares se superarían los límites de capacidad asociados al criterio de seguridad N-1 (500 MVA),
particularmente, estas condiciones críticas en el periodo 2018-2022 se producirían en aquellos escenarios en
que las centrales Cochrane 1 y 2 se encuentran fuera de servicio.
Si bien, el límite de capacidad de esta línea disminuiría el año 2018 desde 1000 a 500 MVA como
consecuencia de la puesta en servicio de la nueva subestación seccionadora, en el periodo 2018-2023 sólo
sería necesaria una capacidad mayor a 500 MVA en condiciones de operación muy particulares. Por
consiguiente, la decisión de recomendar la ampliación de este tramo se postergará hasta tener mayor
certeza del punto de conexión de la Interconexión, y del proyecto decretado Subestación Nueva Crucero
Encuentro que actualmente se encuentra en proceso de licitación.
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Nueva Crucero Encuentro 220->Encuentro 220
800
600
Flujo(MW)
400
200
0
-200
-400
-600
2018
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
2020
2022
2024
t[años]
2026
2028
2030
Figura 9: Flujos esperados futuras Líneas 220 kV Nueva Crucero Encuentro - Encuentro 1 y 2.
4.3.3.4
Resumen Recomendación técnica
De los resultados anteriores y de los análisis de la Sección 5 técnicamente se recomiendan los siguientes
proyectos:

4.3.4
4.3.4.1
Reubicación de paños S/E Crucero a S/E Nueva Crucero Encuentro, año 2018.
Futuras líneas Central Atacama - Miraje y Miraje – Encuentro
Línea 220 kV Central Atacama – Miraje
Actualmente, el tramo Atacama – Encuentro no presenta restricciones operacionales, principalmente debido
a la baja generación que se observa en la Central Atacama. Sin embargo, en un escenario en que la central
Atacama se encuentre completamente despachada, se podrían generar restricciones de transmisión para
temperaturas superiores a los 30°C, de acuerdo a los análisis presentados en la Sección 9.1.1.1, donde se
calculan los límites de capacidad de este tramo para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1.
Sin embargo, los flujos esperados de las simulaciones de la operación de largo plazo para esta línea,
presentados en la Figura 10, demuestran que los flujos no superarían la capacidad máxima (290 MVA) por
criterio N-1 a 35°C en el período 2015-2022, por lo que actualmente no sería recomendable proponer una
ampliación.
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Flujo Tramo 220 kV Atacama-Encuentro
600
500
400
sample1
sample2
sample3
Límite N-1 a 35°C
Flujo N-1(MW)
300
200
100
0
-100
-200
-300
-400
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Figura 10: Flujos línea 220 kV Central Atacama – Encuentro, Futura línea 220 kV Central Atacama – Miraje.
Escenario Base.
4.3.4.2
Tramo 220 kV Miraje – Encuentro
De acuerdo a los análisis presentados en la Sección 9.1.1.2, el límite de capacidad de esta línea para el
cumplimiento del criterio de seguridad N-1 corresponde a 245 MVA a 35°C.
Los flujos esperados de las simulaciones de la operación de largo plazo para esta línea se presentan en la
Figura 11, y a partir de estos resultados se puede verificar que los flujos de potencia no superarían la
capacidad máxima a 35°C en el período 2015-2022. En base a lo anterior, y bajo las actuales condiciones
proyectadas para el SING, no sería recomendable proponer en el corto plazo una ampliación de capacidad
para esta línea.
Nueva Encuentro 220->Encuentro 220
300
sample1
sample2
200
sample3
Flujo(MW)
100
0
-100
-200
-300
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Figura 11: Flujos línea 220 kV Miraje – Encuentro. Escenario Base
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4.3.5
Análisis de Seguridad y Suficiencia Corredor Encuentro - El Cobre
7
En la actualidad no se observan problemas de seguridad y suficiencia el corredor Encuentro – El Cobre , el
que puede operar abierto en el tramo central El Tesoro – Esperanza, para abastecer la demanda de Minera
El Tesoro y Minera Esperanza de manera radial desde las SS/EE Encuentro y El Cobre respectivamente, o
abierto en el tramo Encuentro – El Tesoro, para abastecer ambos consumos de manera radial desde S/E El
Cobre.
Al alimentar estos consumos de manera radial desde las subestaciones mencionadas, se observa que ante
una contingencia simple con desconexión de la Línea Encuentro – El Tesoro, son requeridas maniobras
operacionales de traspaso de carga desde S/E Encuentro hacia S/E El Cobre para evitar pérdidas
prolongadas de suministro. Lo anterior no es necesario al operar este corredor energizado en todos sus
tramos (operación enmallada).
En base a lo anterior, y con el fin de mejorar la seguridad y continuidad de servicio de los consumos
conectados a este corredor, ante falla y desconexión de alguno de los circuitos que lo componen, se
recomienda su operación enmallada en el más breve plazo posible. Lo anterior implica mejorar la seguridad
de suministro de Minera El Tesoro, pero a su vez se debe analizar de manera conjunta el desempeño del
tramo Encuentro – El Cobre ante crecimientos de demanda en alguno de sus puntos, y cómo se desempeña
al operar enmallado con el resto del sistema.
Dado los proyectos de Minera Esperanza informados para el año 2018, se puso especial énfasis en el
desempeño de este corredor en términos de seguridad y suficiencia, considerando los eventuales
crecimientos de demanda informados.
En la Figura 12 se presentan los flujos esperados por las líneas del tramo 220 kV Encuentro – El Cobre, bajo
los cuales se pueden revisar los valores máximos de flujo esperado en ambas direcciones para los años a
analizar, con el fin de replicar las condiciones más críticas de operación, y de esa manera poder realizar los
respectivos análisis de contingencia, para los escenarios de operación más severos.
7
Corredor compuesto por líneas 1x220 kV Encuentro – El Tesoro, 1x220 kV El Tesoro – Esperanza, 2x220 kV Esperanza – El Cobre.
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Encuentro 220->El Tesoro 220
250
200
150
Flujo(MW)
100
50
0
-50
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
-100
-150
-200
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Esperanza 220->El Tesoro 220
300
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
200
Flujo(MW)
100
0
-100
-200
-300
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Esperanza 220->El Cobre 220 I
50
0
Flujo(MW)
-50
-100
-150
-200
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
-250
-300
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Esperanza 220->El Cobre 220 II
50
0
Flujo(MW)
-50
-100
-150
-200
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
-250
-300
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Figura 12: Flujos esperados líneas 220 kV Encuentro - El Tesoro – Esperanza
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Año 2016
Se analiza inicialmente el cierre del corredor. Para ello se considera un despacho típico del SING, pero con
baja generación en la actual S/E Angamos y futura S/E Kapatur, lo que supone la condición más crítica para
las líneas Encuentro – El Tesoro y El Tesoro – Esperanza. Los despachos utilizados se presentan en la
Tabla 23.
Tabla 23: Despachos utilizados para análisis Encuentro - El Cobre. Año 2016
Subestación
Generación (MW)
S/E Chacaya
600
S/E Tocopilla y Norgener
1000
S/E Encuentro (Cochrane)
500
S/E Atacama
400
S/E Tarapacá
140
S/E Angamos
F/S
Las fallas críticas se presentan en la Tabla 24, y las capacidades de las Líneas que componen este corredor
se presentan en la Tabla 25.
Tabla 24: Fallas críticas análisis Encuentro - El Cobre. Año 2016
Fallas críticas
Falla 1
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
Falla 2
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 1
Falla 3
Líneas 220 kV Crucero - Laberinto 1 o 2
Tabla 25: Capacidad de líneas que componen el corredor Encuentro - El Cobre
Capacidad en MVA a 25°C
Línea
Conductor
TTCC
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza. Circuito Nº1
180
-
Protecciones
-
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza. Circuito Nº2
180
-
-
Línea 220 kV El Tesoro - Esperanza
293
182
85
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
327
182
124
Tabla 26: Resultados análisis Encuentro - El Cobre. Caso 1, Año 2016
Líneas
Condición Normal
Falla 1
Falla 2
Falla 3
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
132
-
137
156
Línea 220 kV El Tesoro - Esperanza
90
36
97
115
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 1
15
80
25
20
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 2
15
80
-
20
En la Tabla 26 se presentan los resultados de los análisis eléctricos, obtenidos al operar cerrado el corredor
en estudio. Se observa que ante determinadas contingencias simples con desconexión de la línea fallada, se
alcanzarían los límites operacionales del corredor, por lo que es recomendable, como medida básica,
levantar las restricciones por equipos serie (TTCC) o por protecciones.
Por otra parte, se analiza la condición más crítica para las líneas El Cobre – Esperanza, que corresponde a
escenarios con baja generación en la zona centro y norte del SING.
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Tabla 27: Resultados análisis corredor Encuentro - El Cobre. Caso 2, Año 2018
Líneas
Condición Normal
Falla 1
Falla 2
Falla 3
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
70
-
5
60
Línea 220 kV El Tesoro - Esperanza
30
36
30
95
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 1
95
80
156
110
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 2
95
80
-
110
En la Tabla 27 se presentan los resultados de los análisis eléctricos, obtenidos al operar cerrado el corredor
en estudio. Se observa que ante las contingencias simples, no se alcanzarían los límites operacionales de
cada una de las líneas que lo componen, al verificar la condición más crítica para la Línea 220 kV Esperanza
– El Cobre.
Año 2018
El análisis del año 2018, se realiza con el fin de determinar la máxima exigencia sobre el corredor,
considerando un crecimiento de demanda informado de Minera Esperanza de 200 MW. Para dicho análisis
se considera un despacho típico del SING, en este caso con las centrales Angamos en servicio, lo que
supone la condición más crítica para la línea Esperanza – El Cobre.
Tabla 28: Resultados análisis Corredor Encuentro - El Cobre. Año 2018. Caso 1
Líneas
Condición Normal
Falla 1
Falla 2
Falla 3
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
100
-
150
96
Línea 220 kV El Tesoro - Esperanza
60
38
110
57
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 1
130
185
217
130
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 2
130
185
-
130
En la Tabla 28 se presenta el resultado de los análisis realizados, donde se observan sobrecargas en las
Líneas Esperanza – El Cobre 1 o 2 cuando ocurre una contingencia con desconexión de alguno de sus
circuitos, o en la Línea Encuentro – El Tesoro ante los eventuales crecimientos de demanda de Minera
Esperanza. Dentro de las alternativas para solucionar estos problemas por criterio de seguridad N-1, se
recomienda la construcción de una Nueva Línea entre las S/E El Cobre y Esperanza.
Tabla 29: Resultados análisis Corredor Encuentro - El Cobre. Caso 1, con Nueva Línea, año 2018.
Líneas
Condición Normal
Falla 2
Falla 3
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
76
96
74
Línea 220 kV El Tesoro - Esperanza
36
55
33
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 1
91
130
92
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 2
91
-
92
Nueva Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 1
91
130
92
En la Tabla 29 se presenta el resultado de los análisis eléctricos, considerando una Nueva Línea entre S/E El
Cobre y Esperanza, donde se puede observar que dicha alternativa de expansión permite el cumplimiento
del criterio N-1 para la condición de máximo flujo desde El Cobre a Esperanza. Con el fin de demostrar la
validez de dicha alternativa de expansión, se considera otro escenario de despacho, donde se considera baja
generación en S/E Angamos y Kapatur, lo que significa una mayor exigencia para la línea Encuentro – El
Tesoro.
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Tabla 30: Resultados análisis del Corredor Encuentro - El Cobre. Caso 2, con Nueva Línea, año 2018.
Líneas
Condición Normal
Falla 1
Falla 2
Falla 3
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
225
-
235
260
Línea 220 kV El Tesoro - Esperanza
175
38
185
215
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 1
50
120
75
45
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 2
50
120
-
45
Nueva Línea 220 kV El Cobre - Esperanza 1
50
120
75
45
En la Tabla 30 se presentan los resultados de la simulación del caso 2, donde se verifica que para la
condición crítica para el tramo Encuentro – El Tesoro – Esperanza, sólo se superan las capacidades de los
equipos serie de estas instalaciones, pero en ningún caso se sobrepasa la capacidad térmica de los
conductores.
Alternativas de expansión propuestas
La alternativa de expansión propuesta para este corredor considera los siguientes proyectos:




4.3.6
Operación normalmente cerrado del corredor Encuentro – El Tesoro – Esperanza – El Cobre.
Modificar ajuste de protecciones del corredor.
Cambio de TTCC Líneas Encuentro – El Tesoro y El Tesoro – Esperanza. Condicionada al cierre del
corredor.
Nueva Línea 2x220 kV El Cobre – Esperanza, circuito 1, de 290 MVA. Condicionada a los
crecimientos de demanda de Minera Esperanza.
Análisis de Seguridad y Suficiencia Corredor Centro – Norte
El corredor Centro – Norte está compuesto por las líneas que conectan la Zona Norte del SING con el resto
del sistema, estas son:
Tabla 31: Líneas del Corredor Centro - Norte
Instalación
Capacidad Máxima de
Transmisión [MVA](*)
Línea 220 kV Crucero – Lagunas 1
183
Línea 220 kV Crucero – Lagunas 2
183
Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 1
133
Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 2
170
Línea 220 kV Lagunas – Collahuasi 1
109
Línea 220 kV Lagunas – Collahuasi 2
109
Línea 220 kV Encuentro – Lagunas 1
290
Línea 220 kV Encuentro – Lagunas 2
290
(*) Capacidad de transmisión de líneas a 35°C temperatura ambiente.
El detalle de las capacidades de las líneas de 220 kV que componen la Zona Norte se encuentra en el Anexo
9.8.
Tal como se menciona en la Sección 3.1.1, ambos circuitos de la línea 2x200 kV Encuentro – Lagunas
estarán en operación desde febrero de 2017, por lo que cualquier análisis realizado para el corredor
considerará disponible ambos circuitos a partir de esa fecha.
Para el análisis de este corredor se consideran dos situaciones extremas:
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
Situación con Generación, es decir, con presencia de la unidad CTTAR además de generación
ERNC con disponibilidad del 100%. Para esta condición se considera unidades de generación
renovable ubicadas en las SS/EE Parinacota, Cóndores, El Águila, Pozo Almonte y Lagunas.

Situación con Ausencia de Generación, es decir, la unidad CTTAR fuera de servicio
(mantenimiento típico programado) y toda la generación ERNC indisponible (por ejemplo de noche).
Para ambas situaciones, en primer lugar, se busca identificar problemas de suficiencia y baja tensión en
estado normal de operación, y en segundo lugar, se realizan contingencias simples con desconexión de
instalaciones críticas para la seguridad de abastecimiento, de manera de identificar problemas de
sobrecarga, baja tensión o energía no servida, considerando 35°C de temperatura ambiente para las líneas
que forman el corredor Centro – Norte y los dos circuitos de la línea Lagunas – Collahuasi y 25°C para las
líneas de la Zona Norte con trazado por zona costera. El detalle de las capacidades de transmisión de las
líneas del corredor y de la zona norte se encuentra en el Anexo 9.8.
Las fallas consideradas para identificar las restricciones de transmisión desde el centro al norte del SING se
presentan en la Tabla 32.
Tabla 32: Fallas para Análisis de Corredor Centro – Norte.
Condición Normal de operación.
4.3.6.1
Instalación
Contingencia simple
Línea 220 kV Crucero – Lagunas circuito 1
Falla 1
Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi circuito 1
Falla 2
Línea 220 kV Encuentro – Lagunas circuito 1
Falla 3
Escenario Base, Situación con Generación
En la situación con generación, no se observan problemas de suministro a ciudades, tampoco sobrecargas
en líneas pertenecientes al corredor, ni tensiones en las barras principales bajo el límite exigido por la NT,
por lo que no se requieren obras nuevas ni ampliaciones, con la excepción de las líneas 2x220 kV Lagunas Collahuasi y Tarapacá – Lagunas, que presentarían sobrecargas ante la salida de uno de sus circuitos,
desde el año 2015 y 2019, respectivamente. Esta situación se ejemplifica en las siguientes tablas:
Tabla 33: Flujos por líneas de la Zona Norte con 100% de generación (CTTAR más ERNC)
Porcentaje de Carga [%]
Instalación
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Crucero - Lagunas #1
29.33
38.00
40.78
35.75
46.11
20.97
23.89
Crucero - Lagunas #2
29.33
39.28
36.48
37.04
47.60
22.10
21.84
Encuentro - Collahuasi #1
22.63
23.08
24.12
26.24
30.45
17.40
20.26
Encuentro - Collahuasi #2
17.61
18.02
18.82
20.47
23.82
13.47
15.70
-
-
22.66
22.61
29.16
14.45
14.12
14.12
Encuentro - Lagunas #1
Encuentro - Lagunas #2
-
-
22.66
22.61
29.16
14.45
Tarapacá - Cóndores
38.33
25.33
20.36
35.99
31.93
25.48
37.76
Cóndores - Parinacota
34.07
34.71
51.23
61.67
73.07
71.83
68.65
Lagunas - Collahuasi #1
70.38
81.32
75.92
74.47
83.97
70.52
68.28
Lagunas - Collahuasi #2
71.61
82.76
77.26
75.77
85.45
71.77
69.49
Tarapacá - Lagunas #1
19.18
26.89
34.80
33.69
49.44
39.45
48.91
Tarapacá - Lagunas #2
Lagunas - Pozo Almonte
19.18
26.89
34.80
33.69
49.44
39.45
48.91
34.32
57.31
62.64
61.13
87.51
124.19
121.50
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Tabla 34: Flujos por líneas de la Zona Norte con 100% de generación (CTTAR más ERNC)
Salida de un circuito Lagunas – Collahuasi
Porcentaje de Carga [%]
Instalación
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Crucero - Lagunas #1
33.69
46.48
38.84
37.06
49.39
29.31
23.50
Crucero - Lagunas #2
34.81
47.96
40.15
38.46
50.97
30.53
24.69
Encuentro - Collahuasi #1
22.76
18.41
22.89
22.89
21.65
21.02
26.08
Encuentro - Collahuasi #2
17.62
14.25
17.74
17.74
16.81
16.27
20.20
Encuentro - Lagunas #1
-
-
24.96
23.66
31.66
19.59
16.12
Encuentro - Lagunas #2
-
-
24.96
23.66
31.66
19.59
16.12
Tarapacá - Cóndores
38.53
25.47
20.72
19.14
32.19
26.25
37.76
Cóndores - Parinacota
34.24
35.06
51.92
47.79
74.00
71.53
68.77
Lagunas - Collahuasi #1
115.72 135.70 119.94 118.10
134.30
100.57
108.59
Lagunas - Collahuasi #2
-
-
-
-
-
-
-
Tarapacá - Lagunas #1
19.38
27.05
34.92
33.16
49.83
38.19
50.40
Tarapacá - Lagunas #2
Lagunas - Pozo Almonte
19.38
27.05
34.92
33.16
49.83
38.19
50.40
52.83
94.94
95.86
94.48
134.39
183.37
186.56
Tabla 35: Flujos por líneas de la Zona Norte con 100% de generación (CTTAR más ERNC)
Salida de un circuito Tarapacá – Lagunas
Porcentaje de Carga [%]
Instalación
2015
2016
Crucero - Lagunas #1
27.27
38.45
34.71
33.09
44.69
26.21
19.72
Crucero - Lagunas #2
28.24
39.76
35.93
34.40
46.18
27.35
20.80
Encuentro - Collahuasi #1
21.04
21.61
23.17
21.97
27.12
20.22
18.61
Encuentro - Collahuasi #2
16.36
16.89
18.08
17.12
21.22
15.73
14.40
-
-
22.33
20.99
28.49
17.45
13.55
Encuentro - Lagunas #1
Encuentro - Lagunas #2
2017
2018
2019
2020
2021
-
-
22.33
20.99
28.49
17.45
13.55
Tarapacá - Cóndores
38.58
25.43
20.72
19.05
32.18
26.13
37.87
Cóndores - Parinacota
33.47
34.95
51.92
47.74
74.00
71.61
68.81
Lagunas - Collahuasi #1
70.41
82.73
75.98
74.71
84.86
63.19
68.72
Lagunas - Collahuasi #2
71.65
84.19
77.32
76.03
86.35
64.29
69.94
Tarapacá - Lagunas #1
-
-
-
-
-
-
-
39.37
54.24
69.84
66.46
99.64
76.83
101.68
52.54
94.96
95.86
94.44
134.59
183.58
186.77
Tarapacá - Lagunas #2
Lagunas - Pozo Almonte
De acuerdo con lo anterior, las obras que se debiesen realizar para levantar las restricciones de transmisión
de la zona ante esta condición deben robustecer las líneas congestionadas aumentando la capacidad de
transmisión durante operación bajo criterio N-1. En resumen, las obras recomendadas para este escenario
corresponden a:
Año 2015

Aumento de capacidad de Línea 2x220 kV Lagunas – Collahuasi, de 109 MVA a 183 MVA a 35°C.
Año 2019

Nueva Subestación Seccionadora (Nueva Tarapacá) en línea Tarapacá – Lagunas situada a 14 km
de Subestación Tarapacá. Nueva Línea 2x220 kV Nueva Tarapacá – Lagunas, primer circuito, 150
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Versión: Definitivo
MVA a 35°C y 42 km y desvío de Línea Tarapacá – Cóndores hacia Subestación Nueva Tarapacá,
de 10 km de longitud.
Como alternativa a las tres obras propuestas para el año 2019 (nueva S/E Tarapacá, nueva línea Tarapacá –
Lagunas y desvío de línea Tarapacá – Cóndores), es técnica y económicamente factible la construcción de
una línea en 220 kV entre las subestaciones Cóndores y Pozo Almonte, con la cual no sólo se resuelve el
problema de congestión del corredor Tarapacá – Lagunas, sino que además aumenta el nivel de seguridad
de abastecimiento de las ciudades de Iquique y Pozo Almonte, pasando de condición de operación N a N-1
en transmisión. Por lo expuesto, se propone como alternativa la siguiente:
Año 2019

Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, tendido del primer circuito, de 180 MVA a 35°C y
35 km de longitud.
Cabe destacar que, de acuerdo al alto potencial de generación solar en el sector de Pozo Almonte, hay que
tener presente la capacidad de evacuación de esta generación por medio de la línea 1x220 kV Lagunas –
Pozo Almonte, cuya capacidad corresponde a 120 MVA. Según la demanda informada por parte de clientes
que se encuentran conectados a la subestación Pozo Almonte y la capacidad de transmisión de línea, la
máxima generación que puede instalarse en este sector sin superar la capacidad de evacuación,
corresponde a 180 MW aproximadamente.
Tabla 36: Máxima Generación posible a conectar en Pozo Almonte
Máxima Generación [MW]
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
174
177
175
178
180
182
182
Actualmente, existen 5 proyectos de generación renovable en operación conectados a la S/E Pozo Almonte
alcanzando los 37 MW de potencia, los cuales se mencionan en la Tabla 41, además, en Tabla 42 se indican
los proyectos que tienen RCA aprobada o en construcción, cuya potencia total alcanza los 600 MW.
Tabla 37: Proyectos de Generación en Operación en Pozo Almonte
Proyectos de Generación en Operación, Zona de Pozo Almonte
Nombre
Potencia [MW]
La Huayca SPS1
1.35
Pozo Almonte Solar 2
7.50
Pozo Almonte Solar 3
16,00
La Huayca Ampliación 1
9,00
Los Puquios
3,00
Tabla 38: Proyectos de generación en Construcción o con RCA Aprobada en Pozo Almonte
Proyectos de Generación en Construcción o RCA Aprobada,
Zona de Pozo Almonte
Nombre
Estado
Potencia [MW]
Wara III
RCA Aprobada
45.00
Pozo Almonte Solar 1
RCA Aprobada
9.00
Salar de Huasco
RCA Aprobada
15.00
90.00
Pica
RCA Aprobada
Solar Atacama
RCA Aprobada
3.00
Solar Atacama
RCA Aprobada
50.00
Solar Atacama
RCA Aprobada
50.00
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Proyectos de Generación en Construcción o RCA Aprobada,
Zona de Pozo Almonte
Nombre
Estado
Potencia [MW]
Solar Atacama
RCA Aprobada
50.00
Solar Atacama
RCA Aprobada
50.00
Solar Atacama
RCA Aprobada
50.00
Parque Solar Almonte
RCA Aprobada
50.00
El Tamarugo
RCA Aprobada
22.00
El Pimiento
RCA Aprobada
22.00
El Chañar
RCA Aprobada
22.00
El Algarrobo
RCA Aprobada
22.00
La Tirana Solar
RCA Aprobada
30.00
La Huayca Ampliación 3
En Construcción
21
De la misma forma, de acuerdo al alto potencial de generación solar en la Zona Norte, se debe tener en
cuenta la distribución de flujos de esta generación mediante el sistema de transmisión de la zona, en
particular lo mencionado en la Tabla 34, es decir, la capacidad de transmisión de la línea 2x220 kV Lagunas
– Collahuasi, cuya capacidad corresponde a 109 MVA cada una. De acuerdo a la demanda informada por
parte de clientes y el sistema de transmisión disponible, se realiza un análisis de sensibilidad del nivel de
penetración en la Zona Norte de forma de no congestionar la línea Lagunas – Collahuasi considerando la
unidad CTTAR despachada, cuyos valores se muestran en la siguiente tabla.
Tabla 39: Máxima Generación posible a conectar en Zona Norte sin congestionar línea 2x220 kV Lagunas –
Collahuasi
Máxima Generación [MW]
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
215
225
295
300
315
645
700
Actualmente, y de acuerdo a los proyectos que se encuentran en construcción en la Zona Norte, cuya
potencia máxima de generación es 110 MW aproximadamente, no se presentan problemas de sobrecarga de
esta línea. El detalle de los proyectos renovables en construcción en la Zona Norte se indica en la
Tabla 40: Proyectos de Generación en Construcción en la Zona Norte
Proyectos de Generación en Construcción, Zona Norte
Nombre
Potencia [MW]
Arica Solar 1
18
La Huayca 2
21
Maria Elena
72
De acuerdo a lo anterior, se recomiendan las siguientes obras:

Aumento de capacidad de Línea 1x220 kV Lagunas – Pozo Almonte, de 122 MVA a 183 MVA a
35°C, condicionada a una entrada de generación mayor a 180 MW en S/E Pozo Almonte.

Aumento de capacidad de Línea 2x220 kV Lagunas – Collahuasi, de 109 MVA a 183 MVA a 35°C,
condicionada a una entrada de generación mayor a 215 MW en la zona norte del SING.
Cabe mencionar que ante una posible salida de uno de los circuitos de la línea 2x220 kV Lagunas –
Collahuasi ante falla o contingencia y posterior desconexión del circuito en operación debido a la sobrecarga
que se generaría (por correcta operación de la protección de sobrecorriente), Minera Collahuasi quedaría
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alimentada de forma radial desde S/E Encuentro, situación que no presenta ningún tipo de riesgo en su
operación, ya que ambas líneas Encuentro – Collahuasi tienen la capacidad suficiente para transportar la
potencia que consume Minera Collahuasi y los niveles de tensión permanecen dentro de los límites exigidos
por la NT.
4.3.6.2
Escenario Base, Situación sin Generación
Para el Escenario Base, en la condición sin generación, se observan congestiones de transmisión en el
corredor Centro – Norte al operar con criterio N-1, pues con el sistema de transmisión actual más las nuevas
obras y ampliaciones en curso no es factible abastecer los 720 MW que consume la Zona Norte al año 2020,
ni los 770 MW que consume durante el año 2021. Además en escenarios de operación futuros con baja
generación en la zona norte y con los crecimientos de demanda proyectados para los consumos regulados
de las SS/EE Cóndores y Parinacota, la línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas presentaría sobrecargas ante la
salida de uno de sus circuitos, a partir del año 2017, situación que se muestra en la Tabla 42.
Tabla 41: Flujos por líneas de la Zona Norte sin Generación.
Condición Normal de Operación.
Porcentaje de Carga [%]
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Crucero - Lagunas #1
Instalación
60.77
62.94
38.38
44.68
49.44
75.16
Crucero - Lagunas #2
61.29
63.40
38.67
44.78
49.59
75.83
Encuentro - Collahuasi #1
70.01
72.69
53.49
57.08
64.25
83.30
Encuentro - Collahuasi #2
54.54
56.64
41.62
44.43
50.04
64.96
-
-
23.90
27.15
29.96
46.30
Encuentro - Lagunas #1
Encuentro - Lagunas #2
-
-
23.90
27.15
29.96
46.30
Tarapacá - Lagunas #1
45.58
48.61
52.49
53.93
59.47
79.79
Tarapacá - Lagunas #2
45.58
48.61
52.49
53.93
59.47
79.79
Tarapacá - Cóndores
66.73
71.44
77.86
80.36
86.59
97.91
Lagunas – Pozo Almonte
32.54
34.24
34.11
35.01
37.10
54.09
Tabla 42: Flujos por líneas de la Zona Norte sin Generación
Salida de un circuito Tarapacá – Lagunas
Porcentaje de Carga [%]
Instalación
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Crucero - Lagunas #1
60.77
62.25
38.57
44.06
48.90
75.50
Crucero - Lagunas #2
61.29
62.67
38.53
44.13
49.02
76.19
Encuentro - Collahuasi #1
70.01
72.32
53.64
56.75
64.07
83.83
Encuentro - Collahuasi #2
54.54
56.35
41.74
44.17
49.90
65.38
Encuentro - Lagunas #1
-
-
24.02
26.77
29.60
46.66
Encuentro - Lagunas #2
-
-
24.02
26.77
29.60
46.66
Tarapacá - Lagunas #1
90.16
99.41
106.84
109.72
119.89
167.41
Tarapacá - Lagunas #2
-
-
-
-
-
-
Tarapacá - Cóndores
66.73
73.08
79.22
81.73
87.76
102.62
Lagunas – Pozo Almonte
32.54
34.56
34.29
35.20
37.33
55.22
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Tabla 43: Flujos por líneas de la Zona Norte sin Generación
Salida de Encuentro – Collahuasi 2
Porcentaje de Carga [%]
Instalación
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Crucero - Lagunas #1
73.66
77.15
45.03
50.19
56.05
88.73
Crucero - Lagunas #2
74.38
77.81
45.09
50.34
56.27
89.62
Encuentro - Collahuasi #1
96.75
101.87
71.12
74.07
84.70
116.78
Encuentro - Collahuasi #2
-
-
-
-
-
-
-
28.12
30.87
34.37
54.41
Encuentro - Lagunas #1
Encuentro - Lagunas #2
-
28.12
30.87
34.37
54.41
Tarapacá - Lagunas #1
46.63
50.27
53.51
54.67
60.46
84.08
Tarapacá - Lagunas #2
46.63
50.27
53.51
54.67
60.46
84.08
Tarapacá - Cóndores
63.24
73.93
79.33
81.45
88.09
105.01
Lagunas – Pozo Almonte
33.04
35.03
34.59
35.31
37.67
56.66
De acuerdo a los resultados de la Tabla 41, en lo que se refiere al corredor centro – Norte, se observa
también, que la distribución de flujos entre las líneas Encuentro – Lagunas y Crucero – Lagunas es
equivalente en Potencia y no en porcentaje de carga, es decir, se estaría subutilizando la línea Encuentro –
Lagunas con respecto a su capacidad de transmisión, operando de forma holgada, mientras las líneas
Crucero – Lagunas tienden a sobrecargarse. Como solución al problema de sobrecarga, se propone el
refuerzo del corredor, ya sea mediante una nueva línea o redistribuyendo los flujos entre las líneas existentes
mediante dispositivos FACTS.
El detalle de los flujos por las líneas en porcentaje y potencia se encuentran en el Anexo 9.9.
De acuerdo con lo anterior, las obras que se debiesen realizar para levantar las restricciones de transmisión
del corredor, deben buscar el objetivo de flexibilizar el transporte de energía por las líneas existentes, con el
fin de repartir adecuadamente el flujo de potencia. Una alternativa para ello es incluir un equipo para mejorar
la distribución de flujos en la línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas de forma que el flujo de potencia sea
forzado a ocupar en mayor porcentaje esta línea y disminuya el porcentaje de carga de las líneas Crucero –
Lagunas. En particular, se analiza un compensador serie que modifica la impedancia efectiva de la línea
Encuentro – Lagunas.
Se decide proponer la compensación serie en líneas Encuentro – Lagunas ya que el objetivo no es controlar
los flujos del corredor en todo momento, sino distribuir los flujos del corredor equitativamente entre las líneas
Encuentro – Lagunas y Crucero – Lagunas, de forma de optimizar el uso de las líneas que tienen mayor
capacidad.
En resumen, las obras recomendadas para este escenario corresponden a:
Año 2017

Nueva Subestación Seccionadora (Nueva Tarapacá) en línea Tarapacá – Lagunas situada a 14 km
de Subestación Tarapacá. Nueva Línea 2x220 kV Nueva Tarapacá – Lagunas, primer circuito, 150
MVA a 35°C y 42 km y desvío de Línea Tarapacá – Cóndores hacia Subestación Nueva Tarapacá,
de 10 km de longitud.
Tal como se indica en la Sección 4.3.6.1, como alternativa a las tres obras propuestas para el año 2019
(nueva S/E Tarapacá, nueva línea Tarapacá – Lagunas y desvío de línea Tarapacá – Cóndores), es técnica y
económicamente factible la construcción de una línea en 220 kV entre las subestaciones Cóndores y Pozo
Almonte, con la cual no sólo se resuelve el problema de congestión del corredor Tarapacá – Lagunas, sino
que además aumenta el nivel de seguridad de abastecimiento de las ciudades de Iquique y Pozo Almonte,
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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pasando de condición de operación N a N-1 en transmisión. Por lo expuesto, se propone como alternativa la
siguiente:
Año 2017

Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, tendido del primer circuito, de 180 MVA a 35°C y
35 km de longitud.
Año 2020

Equipo Compensador Serie en línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas.
Otro punto importante donde es relevante la línea Cóndores – Pozo Almonte es ante la presencia de Energía
No Suministrada (ENS) a los clientes regulados de la zona. Actualmente, cuando la línea Tarapacá –
Cóndores sale de servicio desabastece las ciudades de Arica e Iquique al no tener otra alternativa de
suministro, por lo que la entrada en servicio de la línea Cóndores – Pozo Almonte entrega la capacidad de
operar bajo criterio N-1, aumentando la confiabilidad de abastecimiento, situación que se explica en mayor
detalle en Informe “Abastecimiento de Ciudades” mencionado anteriormente.
4.3.6.3
Interconexión SING – SEIN
Una variante al Escenario Base descrito anteriormente, corresponde a un escenario de posible interconexión
con el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional de Perú (SEIN) desde el año 2018, siendo la subestación
Parinacota 220 kV el punto de conexión en el SING.
Al igual que en el Escenario Base, se realiza el análisis de suficiencia del corredor Centro – Norte en dos
condiciones extremas:

Condición 1. SING importando desde el SEIN, es decir, considerando al SEIN como una unidad
generadora.
El escenario crítico bajo esta condición de operación, resulta cuando se considera el parque
generador de la zona norte 100% disponible, es decir, con presencia de la unidad CTTAR además
de toda la generación ERNC, ubicada en las SS/EE Parinacota, Cóndores, El Águila, Pozo Almonte y
Lagunas.
Esta condición de operación es la más desfavorable para la importación de energía desde el SEIN,
dado que el SING tiene el parque generador 100% disponible y no requiere de generación adicional,
es decir, representa el mínimo valor de transferencia desde el SEIN hacia el SING, sin considerar por
supuesto la condición de nulo intercambio.

Condición 2. SING exportando hacia el SEIN, es decir, considerando al SEIN como un retiro.
El escenario crítico bajo esta condición de operación, resulta cuando se considera todo el parque
generador de la zona norte indisponible, es decir, la unidad CTTAR fuera de servicio (mantenimiento
típico programado) y sin aporte de generación ERNC (por ejemplo de noche).
Esta condición de operación es la más desfavorable para la exportación de energía hacia el SEIN,
dado que la zona norte tiene toda su generación indisponible y sus líneas de transmisión deben
soportar los flujos necesarios para el abastecimiento de la demanda, con energía proveniente desde
la zona centro mediante el corredor centro-norte, es decir, representa el mínimo valor de
transferencia desde el SING hacia el SEIN, sin considerar por supuesto la condición de nulo
intercambio.
En la Condición 1, el corredor Centro – Norte no se ve afectado por la importación de energía desde el
SEIN, es decir, las líneas que pertenecen al corredor no presentan sobrecarga.
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Por su parte, el sistema de transmisión que se encuentra al norte de la subestación Lagunas no es lo
suficientemente robusto para transmitir grandes bloques de energía hacia el centro (desde Parinacota –
Cóndores hacia el sur). Por ejemplo, se observan sobrecargas o congestiones en distintas líneas de la zona
norte, alcanzando un 180% de sobrecarga (280% de carga) en la línea Cóndores – Parinacota, cuando el
SING está importando 200 MW desde el SEIN, que corresponde a la capacidad máxima de interconexión
definida para el corto plazo. Bajo esta condición de operación, las líneas que presentan problemas de
sobrecarga se detallan a continuación:
Tabla 44: Porcentaje de carga de Líneas de la Zona Norte
Porcentaje de Carga [%]
Líneas
2018
2019
2020
2021
Tarapacá - Cóndores
98.51
123.61
127.06
145.95
Cóndores - Parinacota
248.17
270.48
281.13
278.46
86.27
Lagunas - Collahuasi #1
92.59
105.89
85.99
Lagunas - Collahuasi #2
94.27
107.79
87.55
87.83
Tarapacá - Lagunas #1
95.15
111.81
99.63
112.95
Tarapacá - Lagunas #2
95.15
111.81
99.63
112.95
Lagunas - Pozo Almonte
63.67
81.04
123.08
125.37
Si se considera el sistema transmisión actual de la zona norte del SING y el parque generador 100%
disponible y despachado, el máximo flujo de potencia admisible desde el SEIN, para evitar sobrecargas en
líneas, alcanza los 135 MVA.
Los trabajos recomendados para levantar las restricciones de transmisión corresponden a los siguientes:



Cambio de Razón de Transformación de TC de la línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores.
Cambio TC de la línea 1x220 kV Cóndores – Parinacota.
Nueva Subestación Seccionadora (Nueva Tarapacá) en línea Tarapacá – Lagunas situada a 14 km
de Subestación Tarapacá. Nueva Línea 2x220 kV Nueva Tarapacá – Lagunas, primer circuito, 150
MVA a 35°C y 42 km y desvío de Línea Tarapacá – Cóndores hacia Subestación Nueva Tarapacá,
de 10 km de longitud.
O su alternativa:

Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, tendido del primer circuito, de 180 MVA a 35°C y
35 km de longitud.
Luego de levantadas las restricciones de transmisión de las líneas al norte de S/E Lagunas, la importación
máxima desde el SEIN hacia el SING, considerando el criterio de operación N-1 es la siguiente:
Tabla 45: Potencia Máxima a Importar desde el SEIN (*)
Potencia Generada [MW]
Sistema
2018
2019
2020
2021
SEIN
170
150
140
135
(*)Operación considerando la salida de uno de los tres circuitos Tarapacá – Lagunas.
De materializarse las obras definidas en el Informe Abastecimiento de Ciudades publicado por este CDEC en
el mes de agosto (ver Sección 4.8), que consistían en el primer circuito de una Nueva línea 2x220 kV
Cóndores – Pozo Almonte, primer circuito de Nueva Línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota y el cambio
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de razón de transformación de las líneas Tarapacá – Cóndores y Lagunas – Pozo Almonte, es posible
alcanzar niveles de importación desde el SEIN de 220 MW al año 2021.
Para la Condición 2, durante el año 2018 con el sistema de transmisión actual, el SEIN podría retirar como
máximo 40 MW aproximadamente desde el SING, pues ante potencias mayores se producen congestiones
en las líneas Tarapacá – Cóndores y Cóndores – Parinacota, respetando el criterio N-1 en la línea Tarapacá
– Lagunas. De la misma forma, durante el año 2019, el SEIN sólo podría retirar 20 MW sin sobrecargar las
líneas antes mencionadas.
Al igual que en el Escenario Base sin interconexión SING-SEIN, el corredor centro – norte no es suficiente
por sí solo para abastecer la demanda de la zona norte, al considerar además los 200 MW adicionales que
retiraría el SEIN, dada la interconexión propuesta, con lo cual la demanda equivalente de la zona alcanza los
920 MW y 970 MW durante los años 2020 y 2021, respectivamente.
Además de considerar el dispositivo en serie propuesto en el Escenario Base, bajo esta condición de
operación, se deben reforzar las líneas al norte de la subestación Lagunas, por lo que se recomienda, en
primer lugar, realizar el cambio de las razones de transformación de los TC que limitan el transporte de
energía, y por otra parte, la construcción de una nueva línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas, con tendido del
primer circuito. Las líneas a modificar son:



Cambio de Razón de Transformación de TC de la línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores.
Cambio TC de la línea 1x220 kV Cóndores – Parinacota.
Nueva Subestación Seccionadora (Nueva Tarapacá) en línea Tarapacá – Lagunas situada a 14 km
de Subestación Tarapacá. Nueva Línea 2x220 kV Nueva Tarapacá – Lagunas, primer circuito, 150
MVA a 35°C y 42 km y desvío de Línea Tarapacá – Cóndores hacia Subestación Nueva Tarapacá,
de 10 km de longitud.
O su alternativa:

Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, tendido del primer circuito, de 180 MVA a 35°C y
35 km de longitud.
De esta forma, luego de realizar las modificaciones anteriores, la capacidad máxima que puede exportar el
SING hacia el SEIN, respetando criterio N-1 del corredor centro – norte, se muestra en la tabla siguiente:
Tabla 46: Potencia Máxima a Exportar hacia el SEIN (*)
Potencia Retirada[MW]
Sistema
2018
2019
2020
2021
SEIN
40
20
5
2
(*)Operación considerando la salida de uno de los tres circuitos Tarapacá – Lagunas.
Si se desea realizar un intercambio de energía con Perú de un nivel mayor que el indicado, es decir,
intercambiar mayores niveles de potencia, se deben reforzar las líneas Tarapacá – Lagunas, Tarapacá –
Cóndores y Cóndores – Parinacota, construyendo nuevas líneas que aumenten la capacidad de transmisión
y pasen de operar en una condición de criterio N a una condición de operación N-1.
De materializarse las obras definidas en el Informe Abastecimiento Seguro de Ciudades del SING,
mencionado anteriormente, más la compensación serie en la línea Encuentro – Lagunas, el SING podría
exportar hacia el SEIN hasta 30 MW al año 2021.
Como se ha mencionado, esta condición corresponde a un escenario pesimista desde el punto de vista del
intercambio con Perú, pues considera el 100% del parque generador de la zona norte fuera de servicio, es
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decir, ante la presencia de generación local (zona norte) es posible alcanzar niveles mayores de exportación
hacia el SEIN, llegando incluso a valores del orden de los 130 MW.
4.3.7
4.3.7.1
Nivel de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva en el SING
Zona Sur-Cordillera
Considerando las obras de transmisión informadas en construcción y proyectadas por Minera Escondida, los
requerimientos de potencia reactiva de esta zona disminuyen considerablemente. Más aún, si se adicionan
las obras de transmisión recomendadas en este Informe de Expansión para los distintos escenarios
evaluados, no sería necesario recomendar en el corto plazo compensación capacitiva adicional a la
informada en construcción por Minera Escondida.
Por consiguiente, si se desarrollan la totalidad de las obras en construcción y proyectadas por Minera
Escondida (Tabla 10 y Figura 4 de la Sección 4.3.1), y las obras recomendadas en este Informe de
expansión troncal, sería suficiente con el proyecto:

4.3.7.2
SVC en S/E Domeyko de 120 MVAr, en construcción, año 2015, por crecimientos de demanda de
minera Escondida.
Zona Centro del SING
Los principales déficit de potencia reactiva identificados en la zona centro del SING para el período 20152021, están asociados a los crecimientos de demanda informados por la División Radomiro Tomic de
CODELCO Chile, alcanzando los 120 MVAr para su máximo crecimiento de demanda informado (200 MW
adicionales). En base a lo anterior, se recomienda inicialmente la instalación de compensación capacitiva de
120 MVAr en S/E Radomiro Tomic al año 2018, al momento en que comienza la toma de carga de los
crecimientos informados. Se debe destacar que lo anterior considera que los crecimientos informados por
esta Minera se abastecen directamente desde la actual Línea 220 kV Crucero – Radomiro Tomic,
considerando que tendría capacidad disponible.
Por consiguiente, los casos que fueron analizados para determinar dichos requerimientos, corresponden a
los más críticos que podrían darse para estos consumos, pues se considera que dichos crecimientos de
demanda se localizan en la misma ubicación geográfica que las actuales faenas, y que son abastecidos a
través de un sistema de transmisión radial de simple circuito. Sin embargo, dichos requerimientos de
potencia reactiva están sujetos a la solución de transmisión que tengan considerado los propietarios de las
instalaciones, razón por la cual estos requerimientos de potencia reactiva podrían resultar menores.
4.3.7.3
Zona Norte del SING
A partir de los análisis de flujos de potencia, se identifica déficit de potencia reactiva en la zona norte del
SING. Cabe destacar, que los requerimientos de potencia reactiva se analizan para el horizonte 2015-2021,
bajo distintas condiciones de operación.
Los nuevos consumos informados se modelan considerando factor de potencia 0,98 inductivo, mientras que
los consumos existentes y sus proyecciones consideran el factor de potencia observado en la operación real.
De acuerdo con las exigencias impuestas por la NT, el nivel de tensión de las subestaciones debe
mantenerse dentro del rango 0,95 a 1,05 [pu], para instalaciones del sistema de transmisión con tensión
nominal igual o superior a 200 kV e inferior a 500 kV, en operación normal, mientras que en estado de alerta
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la magnitud de la tensión en las barras debe mantenerse entre 0,93 y 1,07 [pu] para instalaciones con
tensión nominal dentro del rango mencionado.
Para el Escenario Base, la compensación de reactivos se torna relevante a partir del año 2020 debido a la
entrada de grandes bloques de demanda en las barras Lagunas y Tarapacá, asociados al crecimiento del
consumo de Quebrada Blanca y a los aumentos graduales de consumo por parte de los clientes regulados
conectados en las SS/EE Cóndores y Parinacota, situación que se vuelve crítica ante la salida de servicio de
la unidad CTTAR.
(*)
Ante la ocurrencia de esta situación crítica , se identifica un déficit de potencia reactiva en el sector
Tarapacá – Cóndores, que se torna explícito debido al bajo nivel de tensión observado en las SS/EE de la
zona.
Tabla 47: Nivel de Tensión Zona Norte Escenario Base.
Tensión en [p.u.] – Base
Barras
2019
2020
2021
Arica 110 kV
1,026
1,013
1,008
Collahuasi 220 kV
1,012
0,955
0,912
Cóndores 220 kV
1,000
0,928
0,853
Lagunas 220 kV
1,010
0,956
0,904
Parinacota 220 kV
0,998
0,915
0,815
Pozo Almonte 220 kV
0,984
0,940
0,874
Tarapacá 220 kV
1,008
0,946
0,887
(*) Situación crítica analizada: CTTAR fuera de servicio por mantenimiento y corredor zona norte disponible.
Por lo tanto, de acuerdo al análisis realizado, se recomienda la siguiente incorporación de compensación
reactiva:
Año 2020:
 Compensación de Reactivos en S/E Cóndores, 40 MVAr.
Año 2021:
 Compensación de Reactivos en S/E Cóndores, 20 MVAr (60 MVAr total en S/E Cóndores).
 Compensación de Reactivos en S/E Parinacota, 10 MVAr.
 Compensación de Reactivos en S/E Pozo Almonte, 30 MVAr.
Interconexión con el SEIN
Al igual que en la Sección 4.3.6, se analizan los niveles de tensión ante una posible interconexión con Perú.
Al considerar la situación con ausencia de generación en la zona y un retiro de 200 MW en Parinacota
correspondiente al SEIN (Condición 2), se hace aún más crítica la necesidad de potencia reactiva en la zona,
en especial en la subestación Parinacota, situación que se ve reflejada en los bajos niveles de tensión.
Al realizar el ejercicio considerando los límites de transmisión actual de las líneas de la zona norte y un retiro
desde el SEIN que no supere el 100% de capacidad de transmisión de las líneas mencionadas, se obtienen
los niveles de tensión que se muestran en la Tabla 48. De igual forma, esta tabla indica los valores máximos
que pueden ser retirados por el SEIN sin presentar sobrecargas en las líneas al norte de la subestación
Lagunas, por lo que con el sistema de transmisión actual no es suficiente para un intercambio de energía
relevante con el sistema interconectado del Perú.
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Tabla 48: Nivel de Tensión Zona Norte Escenario Base – Conexión con Perú (SEIN retira).
Tensión en [p.u.] – Base
SEIN 42 MW
Barras
SEIN 20 MW
2018
2019
SEIN 5 MW
SEIN 2 MW
2020
2021
Arica 110 kV
1,034
1,015
1,011
1,008
Collahuasi 220 kV
1,006
0,986
0,952
0,907
Cóndores 220 kV
0,990
0,972
0,920
0,842
Lagunas 220 kV
1,016
1,000
0,952
0,898
Parinacota 220 kV
0,954
0,942
0,901
0,797
Pozo Almonte 220 kV
0,991
0,974
0,936
0,869
Tarapacá 220 kV
1,010
0,993
0,941
0,880
(*) Situación Crítica analizada: CTTAR fuera de servicio por mantenimiento y corredor zona norte disponible.
De la misma forma, ante estos niveles de tensión se recomiendan las siguientes obras:
Año 2018
 Compensación de Reactivos en S/E Parinacota, 10 MVAr.
Año 2020
 Compensación de Reactivos en S/E Cóndores, 40 MVAr.
Año 2021
 Compensación de Reactivos en S/E Cóndores, 20 MVAr (60 MVAr totales en S/E Cóndores).
 Compensación de Reactivos en S/E Pozo Almonte, 30 MVAr.
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4.4
ESCENARIO INTERCONEXIÓN SING-SIC CENTRO
Las principales líneas del sistema que se ven afectados por la Interconexión SING-SIC en la zona centro,
específicamente, llegando la interconexión a la S/E Nueva Crucero Encuentro, son los siguientes:




Línea 220 kV Atacama – Miraje.
Línea 220 kV Miraje – Encuentro.
Línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro.
Línea 220 kV Crucero – Nueva Crucero Encuentro.
Cardones 500->Nueva Crucero 500
1500
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
Flujo(MW)
1000
500
0
-500
-1000
2020
2021
2022
2023
2024
2025
t[años]
2026
2027
2028
2029
2030
Figura 13: Flujos esperados Interconexión SING-SIC (Centro).
Los flujos esperados por la interconexión se presentan en la Figura 13. Si bien, en la operación esperada no
necesariamente se alcanzarían los montos máximos de intercambio por la interconexión, el análisis
considerará el impacto que tiene la interconexión sobre el sistema de transmisión del SING para las
condiciones más extremas de intercambio que permitiría la línea de interconexión, esto es, 1500 MW en
ambos sentidos.
Cabe destacar, que el análisis puramente técnico no permitirá dar una señal adecuada de la incorporación o
no de alguna obra de transmisión a consecuencia de la interconexión, quedando dicha obra sujeta a la
evaluación económica. Sin embargo, identificar técnicamente las obras permitiría dar la señal de posibles
limitaciones que se producirían en el sistema de transmisión del SING al momento de operar interconectado
con el SIC.
4.4.1
Futuras líneas 220 kV Central Atacama - Miraje y Miraje – Encuentro
En la Figura 14 y Figura 15 se presentan los flujos esperados por estas líneas, donde en general se puede
verificar que no habría restricciones bajo una operación esperada del SING en este escenario. Sin embargo,
se analizará de todas formas los casos extremos de intercambio entre SIC y SING, esto es, 1500 MW en
ambas direcciones.
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Nueva Encuentro 220->Encuentro 220
250
200
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
150
100
Flujo(MW)
50
0
-50
-100
-150
-200
-250
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Figura 14: Flujos esperados Líneas 220 kV Miraje –Encuentro 1 y 2. Interconexión SIC-SING (Centro)
Flujo Atacama-Encuentro
400
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
300
Flujo N-1(MW)
200
100
0
-100
-200
-300
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Figura 15: Flujos esperados Líneas 220 kV Atacama – Miraje 1 y 2. Interconexión SIC-SING (Centro)
Tal como se indica en el Anexo 9.1.1.2, el límite de capacidad por criterio de seguridad N-1 a 35°C para la
línea Miraje – Encuentro corresponde a 245 MVA, mientras que para la línea Atacama – Miraje es de 290
MVA, estos límites serán considerados al momento de verificar si con los máximos intercambios SIC-SING
se superan estas capacidades.
Tabla 49: Resultados flujos de potencia línea Atacama - Miraje – Encuentro. Interconexión Centro.
Año
Flujos SING-SIC
Flujo Atacama - Miraje
Flujo Miraje - Encuentro
2021
SIC Retira 1500 MW
520 MW
460 MW
2021
SIC Inyecta 1500 MW
240 MW
240 MW
En la Tabla 49 se muestran resultados de simulaciones de flujos de potencia, donde se aprecia que para
escenarios de Interconexión SING-SIC en la zona centro, los flujos por la línea Atacama – Miraje y Miraje –
Encuentro alcanzarían valores elevados, considerando las máximas transferencias posibles debido al diseño
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de la interconexión (1500 MW). Para los niveles de flujo presentados, no es suficiente lo propuesto para el
Escenario Base.
4.4.2
Futura línea Nueva Crucero Encuentro – Encuentro
En la Figura 16 se presentan los flujos esperados por este tramo, donde en general se puede verificar que al
momento de materializarse la interconexión, se generarían congestiones en este tramo asociadas al criterio
de seguridad N-1. Con el fin de argumentar lo anterior, se analizan los casos extremos de intercambio entre
SIC y SIG, esto es, 1500 MW en ambas direcciones.
Nueva Crucero Encuentro 220->Encuentro 220
1000
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
800
600
Flujo(MW)
400
200
0
-200
-400
-600
-800
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Figura 16: Flujos esperados Línea Nueva Crucero Encuentro-Encuentro. Interconexión SIC-SING (Centro)
Los resultados de las simulaciones de flujo de potencia realizados para las transferencias máximas por la
Interconexión SING-SIC se presentan en la Tabla 50, a partir de los cuales se concluye que la reducción de
capacidad de 1000 a 500 MVA la línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro no permitiría los
máximos intercambios para los cuales se diseñaría la interconexión, en el escenario en que dicha
Interconexión tenga como punto de llegada al SING la S/E Nueva Crucero Encuentro.
Tabla 50: Resultados simulaciones de flujos de potencia línea Nueva Crucero Encuentro - Encuentro.
Flujos SING-SIC
Flujos Nueva Crucero
Encuentro - Encuentro
2021
SIC Retira 1500 MW
640 MW
2021
SIC Inyecta 1500 MW
800 MW
Año
4.4.3
Futuro línea Crucero - Nueva Crucero Encuentro
Opción A: Sin reubicación de paños de S/E Crucero
En la Figura 17 se presentan los flujos esperados por esta línea, donde en general se puede verificar que al
momento de materializarse la interconexión, se generarían congestiones asociadas al cumplimiento del
criterio de seguridad N-1.
De los resultados de las simulaciones se concluye que la reducción de capacidad de 1000 a 500 MVA de la
línea 220 kV Crucero - Nueva Crucero Encuentro no permitiría los máximos intercambios para los cuales se
diseñaría la interconexión, en el escenario en que dicha Interconexión tenga como punto de llegada al SING
la S/E Nueva Crucero Encuentro, y que no se materialicen las obras propuestas en la Sección 5.
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Crucero 220->Nueva Crucero Encuentro 220
600
400
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
Flujo(MW)
200
0
-200
-400
-600
-800
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Figura 17: Flujos esperados líneas Crucero - Nueva Crucero Encuentro. Interconexión SIC-SING (Centro)
Opción B: Con reubicación de paños de S/E Crucero
En el caso que se materializan las obras propuestas en la Sección 5, los flujos por esta línea no se verían
influenciados considerablemente por la Interconexión, ya que la S/E Crucero en dicha condición sería
prácticamente una barra importadora de potencia desde la línea que sale desde Chacaya y desde esta línea.
Para verificar lo anterior, se presentan resultados de los análisis de contingencia realizados para las
condiciones más críticas.
Tabla 51: Resultados simulaciones de flujos de potencia línea Crucero - Nueva Crucero Encuentro.
Flujos SING-SIC
Flujos Nueva Crucero
Encuentro - Encuentro
2021
SIC Retira 1500 MW
200 MW
2021
SIC Inyecta 1500 MW
200 MW
Año
De los resultados del análisis de flujos de potencia, se puede concluir que en el caso que se materializan las
obras de reubicación de paños de S/E Crucero, no sería necesario volver a ampliar esta línea.
4.4.4
Resumen y alternativas de expansión
Se identificaron los siguientes problemas en la red de transmisión del SING para los máximos intercambios
de potencia para los cuales se proyecta la interconexión con el SIC:
1. SIC retirando 1500 MW: Problemas de capacidad Líneas 220 kV Atacama – Miraje 1 y 2, y Miraje Encuentro 1 y 2, por criterio de seguridad N-1.
2. SIC inyectando o retirando 1500 MW, con obras de reubicación de paños de S/E Crucero:
Problemas de capacidad Líneas 220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro 1 y 2.
3. SIC inyectando o retirando 1500 MW, sin obras de reubicación de paños de S/E Crucero:
Problemas de capacidad Líneas 220 kV Crucero – Nueva Crucero Encuentro 1 y 2 y líneas 220 kV
Nueva Crucero Encuentro – Encuentro 1 y 2.
En base a los análisis anteriores, técnicamente es necesario modificar y/o agregar proyectos a los
propuestos en el Escenario Base, dichos proyectos son los siguientes.
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo




Nuevo: Nueva Línea 2x500 kV Kapatur - Nueva Crucero Encuentro energizada en 220 kV, circuito
1, condicionada a la Interconexión SING-SIC en S/E Nueva Crucero Encuentro, año 2021.
Nuevo: Nueva Línea 2x220 kV Miraje - Nueva Crucero Encuentro circuito 1, 700 MVA, condicionada
a la Interconexión SING-SIC en S/E Nueva Crucero Encuentro, año 2021.
Nuevo: Nueva Línea 2x220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro, circuito 1, 500 MVA.
Condicionada a la Interconexión SING-SIC en S/E Nueva Crucero Encuentro, año 2021. Soluciona
problemas de capacidad de línea Nueva Crucero Encuentro – Encuentro y evita futuros problemas
de capacidad de barras en S/E Encuentro.
Recomendada Plan Base: Reubicación de paños de S/E Crucero en S/E Nueva Crucero Encuentro
propuestas en la Sección 5.
Cabe destacar, que estos proyectos serán analizados económicamente para determinar si su construcción
es rentable para el escenario de expansión analizado, ya que los escenarios de operación para los cuales
son necesarios técnicamente podrían darse bajo condiciones muy particulares.
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4.5
ESCENARIO INTERCONEXIÓN SING-SIC COSTA
Las principales líneas del sistema que se ven afectadas por la Interconexión SIC-SING en la zona costa,
específicamente, llegando la interconexión a la S/E Kapatur en la zona de Mejillones, son las siguientes:





Línea 220 kV Kapatur - O’Higgins.
Línea 220 kV Kapatur – Laberinto.
Línea 220 kV Central Atacama – O’Higgins.
Corredor Encuentro – El Cobre.
Línea 220 kV Crucero – Laberinto.
Cardones 500->Enlace 500
1500
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
Flujo(MW)
1000
500
0
-500
-1000
2018
2022
2020
2024
t[años]
2026
2030
2028
Figura 18: Flujos esperados Interconexión SIC-SING (Costa)
Los flujos esperados por la interconexión costa en la zona de Mejillones se presentan en la Figura 18, si bien,
en la operación esperada no necesariamente se alcanzarían los montos máximos de intercambio por la línea
de interconexión, el análisis considera el impacto que tiene la interconexión sobre el sistema de transmisión
del SING para las condiciones más extremas de intercambio, esto es, 1500 MW en ambos sentidos.
Cabe destacar, que el análisis puramente técnico no entrega una señal adecuada de la incorporación o no de
alguna obra de transmisión a consecuencia de la interconexión, quedando dicha obra sujeta a la evaluación
económica. Sin embargo, identificar técnicamente las obras permite dar la señal de posibles limitaciones que
entregaría el sistema de transmisión del SING al momento de operar interconectado.
4.5.1
Flujos esperados y análisis de contingencia tramos críticos
En la Tabla 52 se presentan las capacidades de las líneas críticas analizados. Específicamente se presentan
los límites por capacidad térmica y por criterio de seguridad N-1. Estos límites fueron calculados a partir de
los análisis de flujos de potencia y consideran la capacidad térmica de los conductores para el cálculo de sus
límites por criterio N-1, sin embargo, algunas de las líneas presentarían limitación por capacidad de sus
equipos serie, tal como se presenta en la Tabla 53.
Tabla 52: Límites de capacidad térmica y por criterio de seguridad N-1, tramos críticos Interconexión Costa.
Tramo sistema transmisión
Capacidad térmica
(MVA)
Límite N-1
(MVA)
Kapatur – O’Higgins
1400
860
Circuito 1
700
500
Kapatur – Laberinto
1400
1000
Circuito 2
700
500
Central Atacama – O’Higgins
492
307
Circuito 1
246
153
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Por
circuito
Capacidad térmica
(MVA)
Límite N-1
(MVA)
Circuito 1
700
430
Circuito 2
700
430
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Clasificación: Informe
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Tramo sistema transmisión
Capacidad térmica
(MVA)
Límite N-1
(MVA)
Encuentro – El Tesoro
327
275
El Tesoro - Esperanza
293
242
Esperanza – El Cobre
540
390
Crucero - Laberinto
632
512
Por
circuito
Capacidad térmica
(MVA)
Límite N-1
(MVA)
Circuito 2
246
153
Circuito 1
327
275
Circuito 1
293
242
Circuito 1
180
130
Circuito 2
180
130
N. Circuito
180
130
Circuito 1
316
256
Circuito 2
316
256
Tabla 53: Capacidad de líneas que presentan alguna limitación por otros equipos
Capacidad en MVA a 25°C
Línea
Conductor
TTCC
Protecciones
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
327
182
124
Línea 220 kV El Tesoro - Esperanza
293
182
85
Línea 220 kV Crucero – Laberinto 1
316
114
-
Línea 220 kV Crucero – Laberinto 2
316
190
-
En Figura 19 y Figura 20 se presentan los flujos esperados por las líneas Kapatur – Laberinto y Kapatur –
O’Higgins, donde se puede verificar a simple vista que para las condiciones esperadas de operación se
superarán los límites de capacidad N-1, especialmente de las líneas 220 kV Kapatur – O’Higgins 1 y 2. Estas
restricciones operativas se presentan en aquellos escenarios de máxima inyección del SIC hacia el SING.
Enlace 220->Laberinto 220
1400
1200
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
Flujo(MW)
1000
800
600
400
200
0
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Figura 19: Flujos esperados línea Kapatur - Laberinto. Interconexión SIC-SING (Costa)
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Versión: Definitivo
Enlace 220->O'higgins 220 I
900
800
700
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
Flujo(MW)
600
500
400
300
200
100
0
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
2026
2028
2030
Enlace 220->O'higgins 220 II
900
800
700
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
Flujo(MW)
600
500
400
300
200
100
0
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
Figura 20: Flujos esperados Líneas 220 kV Kapatur – O’Higgins 1 y 2. Interconexión SIC-SING (Costa)
Por su parte en la Figura 21 se presentan los flujos esperados por la línea 2x220 kV Atacama – O’Higgins,
donde se puede verificar a simple vista que para las condiciones esperadas de operación se superarían los
límites de capacidad N-1. Estas restricciones operativas se presentarían en aquellos escenarios de máxima
inyección del SIC hacia el SING.
En cuanto al tramo 220 kV Encuentro – El Tesoro – Esperanza, en la Figura 22 se presentan los flujos
esperados por las líneas que lo componen, donde se puede comprobar a simple vista que no se superarían
los límites de capacidad por criterio N-1, considerando que se materializa la nueva línea recomendada El
Cobre – Esperanza para los crecimientos de Minera Escondida. Cabe destacar además, la necesidad de
ampliar los equipos serie que limitan operacionalmente este corredor (Transformadores de corriente), obra
también recomendada para los crecimientos informados de Minera Esperanza.
Finalmente, para la línea 2x220 kV Crucero - Laberinto, en la Figura 22 se presentan los flujos esperados,
donde se puede comprobar a simple vista que no se superarían los límites de capacidad por criterio N-1,
considerando limitaciones térmicas de los conductores. Sin embargo, y de acuerdo con los resultados
obtenidos, se aprecia la necesidad de ampliar los equipos serie que limitan operacionalmente esta línea
(Transformadores de corriente), obra que será recomendada bajo cualquier escenario.
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Cental Atacama 220-> O'Higgins 220
300
200
100
Flujo(MW)
0
-100
-200
-300
-400
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
-500
-600
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Figura 21: Flujos esperados línea 220 kV Atacama - O’Higgins. Interconexión SIC-SING (Costa)
Encuentro 220->El Tesoro 220
300
Límite TTCC
200
Flujo(MW)
100
0
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
-100
-200
-300
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Esperanza 220->El Tesoro 220
250
200
Límite TTCC (N-1)
150
Flujo(MW)
100
50
0
-50
-100
-150
-200
-250
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
2016
2018
2020
2022
t[años]
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
2024
2026
2028
2030
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Versión: Definitivo
Esperanza 220->El Cobre 220 I
0
Flujo(MW)
-50
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
-100
-150
-200
-250
2018
2016
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
2026
2028
2030
Esperanza 220->El Cobre 220 II
0
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
Flujo(MW)
-50
-100
-150
-200
-250
2020
2018
2016
2022
t[años]
2024
Figura 22: Flujos esperados línea 220 kV Encuentro – El Tesoro – Esperanza – El Cobre. Interconexión SIC-SING
(Costa)
Crucero 220->Laberinto 220 I
150
100
50
Flujo(MW)
0
-50
-100
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
-150
-200
Límite TTCC (N-1)
-250
-300
2016
2018
2020
2022
t[años]
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2024
2026
2028
2030
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Crucero 220->Laberinto 220 II
150
100
50
Flujo(MW)
0
-50
-100
Límite TTCC (N-1)
-150
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
-200
-250
-300
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2026
2028
2030
Figura 23: Flujos esperados línea 220 kV Crucero – Laberinto. Interconexión SIC-SING (Costa)
Con el fin de complementar los análisis, se realiza un análisis de contingencia en el SING con el fin de
verificar el cumplimiento del criterio N-1, para los escenarios de máximo intercambio entre SIC y SIG, esto
es, 1500 MW en ambas direcciones.
Tabla 54: Resultados flujos de potencia líneas críticas. Interconexión Costa.
Año
Flujos SING-SIC
Kapatur –
O’Higgins
Kapatur - Laberinto
Atacama –
O’Higgins
2019
SIC Retira 1500 MW
130 MVA
60 MVA
532 MVA
Encuentro– El Tesoro El Tesoro
Esperanza
Esperanza
– El Cobre
Crucero –
Laberinto
215 MVA
120 MVA
380 MVA
840 MVA
360 MVA
62 MVA
62 MVA
2019 SIC Inyecta 1500 MW (*) 1160 MVA
(*) Dichos niveles de inyección son posibles desplazando generación más cara en la zona de Mejillones.
375 MVA
240 MVA
266 MVA
En la Tabla 54 se muestran resultados de simulaciones de flujos de potencia, donde se aprecia que para los
escenarios de Interconexión SING-SIC en la zona de Mejillones (S/E Kapatur), los flujos por las líneas
Kapatur – O’Higgins y Atacama – O’Higgins superarían los límites operacionales por criterio de seguridad N1, considerando las máximas transferencias posibles para la interconexión (1500 MW en ambos sentidos).
Por otra parte, se refuerza la necesidad de las ampliaciones requeridas en el Escenario Base asociadas a los
crecimientos de demanda de Minera Esperanza, y se manifiesta en mayor medida la necesidad de
reemplazar equipos serie de las líneas Crucero – Laberinto 1 y 2, que actualmente son los que limitan la
capacidad.
En base a lo anterior, para los niveles máximos de intercambio posibles para la interconexión, no serían
suficientes las obras recomendadas en el Escenario Base.
4.5.2
Capacidad de Inyección en S/E Kapatur
Considerando que las condiciones más críticas para las líneas Kapatur – O’Higgins y Kapatur – Laberinto se
manifiestan para las máximas inyecciones del SIC en el escenario de Interconexión Costa, se analiza la
máxima capacidad de inyección que permitirían las SS/EE Kapatur y Cochrane, considerando los análisis
planteados en la Sección 4.3.2.
De acuerdo con los resultados de los análisis de la Sección 4.3.2, existen beneficios en una operación
interconectada entre las SS/EE Kapatur y Cochrane, ya que además de permitir acoplar en un solo punto las
capacidades disponibles de inyección, se logra aumentar la capacidad de inyección conjunta en 100 MW,
respecto a la condición en que ambas subestaciones operan de manera independiente.
Sin embargo, interconectar estas subestaciones no sería suficiente para aumentar de manera importante la
capacidad de inyección en S/E Kapatur, y así permitir una inyección neta del SIC de 1500 MW hacia el SING.
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Por consiguiente, en la Tabla 55 no sólo se indica la capacidad máxima de inyección entre ambas
subestaciones para los casos en que están interconectadas, sino que también cómo evoluciona dicha
capacidad con una nueva línea desde S/E Kapatur hacia la zona centro del SING.
Tabla 55: Capacidad de Inyección máxima de centrales en subestaciones Kapatur y Cochrane 220 kV, en función
de nuevas obras de transmisión recomendadas.
Potencia
Capacidad
Máxima (MW) disponible
Por criterio N-1
(MW)
N
Nueva Instalación agregada
Año
Evaluación
1
Sin Línea 220 kV Kapatur - Cochrane
2021
2250
700
2
Con Línea 220 kV Kapatur - Cochrane
2021
2350
800
2021
2550
1000
2021
2550
1000
3
4
Con Línea 220 kV Kapatur – Cochrane +
Nueva Línea 500 kV Kapatur – Nueva
Crucero Encuentro, energizada 220 kV
Con Línea 220 kV Kapatur – Cochrane +
Nueva Línea 220 kV Kapatur –
O’Higgins
Comentario
Limitación independiente en cada S/E.
S/E Kapatur 1550 MW
S/E Cochrane 700 MW
Limitación por capacidad del tramo
Kapatur – O’Higgins 1 ante contingencia
en tramo Kapatur – O’Higgins 2.
Limitación por capacidad del tramo
Kapatur – O’Higgins 1 ante contingencia
en tramo Kapatur – O’Higgins 2.
Limitación por problemas de tensión y
sobrecarga Atacama – O’Higgins 1 o 2,
ante contingencia Kapatur - Cochrane
Tabla 56: Resultados flujos de potencia líneas críticas, con soluciones propuestas 3 y 4. Interconexión Costa.
Atacama –
O’Higgins
Encuentro–
El Tesoro
220 MVA
350 MVA
172 MVA
El Tesoro
Esperanza
130 MVA
205 MVA
350 MVA
170 MVA
130 MVA
Año
Flujos SING-SIC (Proyecto)
Kapatur –
O’Higgins
Kapatur - Laberinto
2019
SIC Retira 1500 MW (3)
200 MVA
2019
SIC Retira 1500 MW (4)
200 MVA
Esperanza
– El Cobre
Crucero –
Laberinto
180 MVA
200 MVA
189 MVA
200 MVA
En la Tabla 56 se presentan resultados de simulaciones en las que el SIC retira 1500 MW en S/E Kapatur
considerando los proyectos 3 y 4 de la Tabla 55. Se puede observar que con cualquiera de las dos
alternativas propuestas se solucionan los problemas para el caso en que el SIC retira 1500 MW.
Por otra parte, no sería representativo evaluar un escenario de máxima inyección del SIC, ya que en
términos prácticos desplazaría generación más cara en la zona de Mejillones, y por lo tanto, la real
necesidad de capacidad de inyección en la zona de Mejillones (S/E Kapatur) estaría en función del nivel de
generación que desplazaría el flujo proveniente del SIC en el mismo punto de inyección, por lo que esto sólo
puede evaluarse en términos económicos, ya que dejar una capacidad disponible neta de 1500 MW a todo
evento podría ser muy costoso en términos económicos. La necesidad de proponer más proyectos estaría
sujeta al beneficio económico de aumentar la capacidad de inyección neta en S/E Kapatur por sobre los 2550
MW en un escenario de Interconexión SIC-SING llegando a dicho punto del sistema.
4.5.3
Resumen y alternativas de expansión
Se identificaron los siguientes problemas en la red de transmisión del SING para los máximos intercambios
de potencia para los cuales se proyecta será diseñada la interconexión con el SIC:
1. SIC retirando 1500 MW:
a. Problemas de capacidad térmica Líneas 220 kV Atacama – O’Higgins 1, 2, por criterio N-1.
b. Limitaciones por TTCC en líneas Crucero – Laberinto y Encuentro – El Tesoro – Esperanza.
2. SIC inyectando 1500 MW:
a. Limitación de Inyección en S/E Kapatur por problemas de capacidad en Líneas 220 kV
Kapatur – O’Higgins 1 y 2, por criterio N-1.
b. Problemas de capacidad Líneas 220 kV Atacama – O’Higgins 1 y 2, por criterio N-1.
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c.
Limitaciones por TTCC en línea Crucero – Laberinto.
En base a los análisis anteriores, técnicamente es necesario modificar y/o agregar proyectos a los
propuestos en el Escenario Base, dichos proyectos son los siguientes.
I.
II.
III.
IV.
Nuevo: Nueva Línea 2x500 kV Kapatur - Nueva Crucero Encuentro energizada en 220 kV, circuito
1, condicionada a la Interconexión SING-SIC en S/E Kapatur, año 2019.
Modificado año Plan Base: Nueva Línea 1x220 kV Kapatur – Cochrane, 700 MVA, año 2019,
Sección 4.3.2.
Base: Cambio TTCC líneas 220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2, año 2017.
Base: Obras recomendadas para el corredor 220 kV Encuentro – El Cobre, Sección 4.3.5.
Cabe destacar, que los proyectos I y II serán analizados económicamente para determinar si su construcción
es rentable para el escenario de expansión analizado, ya que los escenarios de operación para los cuales
son necesarios técnicamente podrían darse bajo condiciones muy particulares.
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4.6
4.6.1
ESCENARIO COLLAHUASI
Corredor Centro - Norte
Al igual que en el Escenario Base, se realiza el análisis del corredor Centro – Norte suponiendo la entrada de
nuevos proyectos de Minera Collahuasi. El análisis de este corredor se realiza en las dos situaciones
definidas en la Sección 4.3.6, es decir, situación con generación y situación en ausencia de generación.
Ante la entrada del primer bloque de demanda durante el año 2020, considerando 126 MW en S/E Collahuasi
y 25 MW en S/E Tarapacá, se observa un aumento en los requerimientos sobre el sistema de transmisión del
corredor Centro – Norte, lo que se traduce en la necesidad de aumentar la capacidad de transporte de la
línea Encuentro - Collahuasi.
Ante la entrada de un segundo bloque de demanda asociado al crecimiento de Minera Collahuasi, dado por
160 MW adicionales en S/E Collahuasi y 30 MW adicionales en S/E Tarapacá, ambos durante el año 2021, el
aumento de capacidad de la línea Encuentro – Collahuasi se torna incluso más necesario. En caso de no
realizarse los aumentos de capacidad de la línea Encuentro – Collahuasi, el corredor Centro – Norte podría
presentar congestiones, y se requeriría el despacho de generación local (en la zona Norte) fuera del orden
de mérito o Desconexión Manual de Carga en los consumos de la zona, con las consecuentes alzas en el
costo marginal de la energía y el eventual aumento en los cargos por concepto de Servicios
Complementarios.
En virtud de los resultados obtenidos a partir de las simulaciones de la operación del sistema, en condiciones
normales y ante contingencias, considerando el cumplimiento del criterio de seguridad N-1, resulta necesario
contar al año 2020 con una nueva línea de transmisión que apoye la transferencia de potencia desde el
centro hacia el norte del SING, considerando que la demanda de la zona norte alcanza los 850 MW durante
este año y, principalmente, se requiere el aumento de capacidad de la línea Encuentro – Collahuasi al
considerar que el año 2021 entra un segundo bloque de demanda de minera Collahuasi, alcanzando un total
de 1112 MW de demanda en la Zona Norte.
Al año 2020, en caso de repotenciar la línea Encuentro – Collahuasi circuito 1, aumentando de 130 a 170
MVA, la capacidad de transmisión del corredor aún no es suficiente para abastecer la demanda que exige la
zona norte durante ese año, ya que si bien la capacidad instalada en transmisión alcanzaría los 1280 MVA,
no sería posible el abastecimiento del total de la demanda bajo criterio de seguridad N-1, debido a la
distribución de flujos por las líneas existentes a la fecha, por lo tanto se hace necesario explorar nuevas
formas de incrementar la capacidad de transporte del corredor, como por ejemplo, la entrada de un tercer
circuito Encuentro – Collahuasi u otra.
Durante el año 2020, con el repotenciamiento de la línea Encuentro – Collahuasi circuito 1 y la entrada en
explotación un tercer circuito Encuentro – Collahuasi, la capacidad N-1 del corredor Centro – Norte aumenta
de 550 a 860 MW, sin embargo esta potencia aún no es suficiente para abastecer la totalidad de la demanda
informada al año 2021.
Para el año 2021, si a lo anterior se le agrega un cuarto circuito Encuentro – Collahuasi, el corredor Centro –
Norte aumenta su capacidad N-1 de 860 a 1120 MW, capacidad suficiente para el abastecimiento de energía
de la Zona Norte en el largo plazo, incluso ante escenarios de muy baja generación.
De esta forma, la evolución de la capacidad de transmisión de potencia desde la zona centro al norte del
SING de acuerdo a los proyectos propuestos para cada año y cumpliendo con el criterio de seguridad N-1 y
35° de temperatura, se presenta en la siguiente tabla:
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Tabla 57: Demanda Máxima y Capacidad de Transmisión – Zona Norte
Año
Demanda Máxima Zona Norte
[MW]
Capacidad de Transmisión
Actual
[MW]
Capacidad de Transmisión
Final
[MW]
550
2019
480
550
2020(*)
850
690
745
2020(**)
850
690
856
2021
1112
690
1120
(*) Repotenciamiento de línea Encuentro – Collahuasi de 130 MW a 170 MW.
(**) Repotenciamiento anterior más tercer circuito Encuentro – Collahuasi.
En resumen, las obras que se proponen para este escenario son:
Del Escenario Base
Año 2017

Nueva Subestación Seccionadora (Nueva Tarapacá) en línea Tarapacá – Lagunas situada a 14 km
de Subestación Tarapacá. Nueva Línea 2x220 kV Nueva Tarapacá – Lagunas, primer circuito, 150
MVA a 35°C y 42 km y desvío de Línea Tarapacá – Cóndores hacia Subestación Nueva Tarapacá,
de 10 km de longitud.
O su alternativa:

Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, tendido del primer circuito, de 180 MVA a 35°C y
35 km de longitud.
Año 2020

Equipo Compensador Serie en Línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas.
Particulares de Escenario Collahuasi
Año 2020


Repotenciamiento de 133 MVA a 170 MVA de línea Encuentro – Collahuasi, circuito 1.
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi primer circuito, 170 MVA a 35°C y 201 km.
Año 2021

4.6.1.1
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi segundo circuito, 170 MVA a 35°C y 201 km.
Interconexión SING – SEIN.
Al igual que lo realizado en el Escenario Base, se considera un escenario de posible conexión con el Sistema
Interconectado del Perú (SEIN) desde el año 2018, siendo la subestación Parinacota 220 kV el punto de
conexión en el SING. De la misma forma, se realiza el análisis de suficiencia del corredor Centro – Norte en
dos situaciones extremas:

Condición 1. SING importando desde el SEIN, es decir, considerando al SEIN como una unidad
generadora.
El escenario crítico bajo esta condición de operación, resulta cuando se considera el parque
generador de la zona norte 100% disponible, es decir, con presencia de la unidad CTTAR además
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de toda la generación ERNC, ubicada en las SS/EE Parinacota, Cóndores, El Águila, Pozo Almonte y
Lagunas.
Esta condición de operación es la más desfavorable para la importación de energía desde el SEIN,
dado que el SING tiene el parque generador 100% disponible y no requiere de generación adicional,
es decir, representa el mínimo valor de transferencia desde el SEIN hacia el SING, sin considerar por
supuesto la condición de nulo intercambio.

Condición 2. SING exportando hacia el SEIN, es decir, considerando al SEIN como un retiro.
El escenario crítico bajo esta condición de operación, resulta cuando se considera todo el parque
generador de la zona norte indisponible, es decir, la unidad CTTAR fuera de servicio (mantenimiento
típico programado) y sin aporte de generación ERNC (por ejemplo de noche).
Esta condición de operación es la más desfavorable para la exportación de energía hacia el SEIN,
dado que la zona norte tiene toda su generación indisponible y sus líneas de transmisión deben
soportar los flujos necesarios para el abastecimiento de la demanda, con energía proveniente desde
la zona centro mediante el corredor centro-norte, es decir, representa el mínimo valor de
transferencia desde el SING hacia el SEIN, sin considerar por supuesto la condición de nulo
intercambio.
Al igual que lo descrito en el Escenario Base, en la Condición 1, el corredor Centro – Norte no se ve
afectado por la importación de energía desde el SEIN, es decir, las líneas que pertenecen al corredor no
presentan sobrecarga, pero el sistema de transmisión que se encuentra al norte de la subestación Lagunas
no es lo suficientemente robusto para transmitir grandes bloques de energía hacia el centro. Por ejemplo, se
observan sobrecargas o congestiones en distintas líneas de la zona norte alcanzando un 180% de
sobrecarga (280% de carga) en la línea Cóndores – Parinacota cuando el SEIN está exportando 200 MW
hacia el SING. Para esta situación las líneas que presentan problemas de sobrecarga se detallan a
continuación:
Tabla 58: Porcentaje de carga de Líneas de la Zona Norte
Porcentaje de Carga [%]
Líneas
2018
2019
2020
2021
Tarapacá - Cóndores
98.51
123.61
128.13
137.46
Cóndores - Parinacota
248.17
270.48
281.66
277.93
Lagunas - Collahuasi #1
92.59
105.89
114.75
148.40
Lagunas - Collahuasi #2
94.27
107.79
116.80
151.06
Tarapacá - Lagunas #1
95.15
111.81
93.63
92.40
Tarapacá - Lagunas #2
95.15
111.81
93.63
92.40
Lagunas - Pozo Almonte
63.67
81.04
125.34
124.58
Si se considera el sistema transmisión actual de la zona norte del SING y el parque generador 100%
disponible y despachado, el máximo flujo de potencia admisible desde el SEIN, para evitar sobrecargas en
líneas, alcanza los 135 MVA.
Los trabajos recomendados para levantar las restricciones de transmisión corresponden a las siguientes:



Cambio de Razón de Transformación de la línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores.
Cambio de Razón de transformación de la línea 1x220 kV Cóndores – Parinacota.
Nueva Subestación Seccionadora (Nueva Tarapacá) en línea Tarapacá – Lagunas situada a 14 km
de Subestación Tarapacá. Nueva Línea 2x220 kV Nueva Tarapacá – Lagunas, primer circuito, 150
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MVA a 35°C y 42 km y desvío de Línea Tarapacá – Cóndores hacia Subestación Nueva Tarapacá,
de 10 km de longitud.
O su alternativa:


Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, tendido del primer circuito, de 180 MVA a 35°C y
35 km de longitud.
Aumento de capacidad de Línea 2x220 kV Lagunas – Collahuasi, de 109 MVA a 183 MVA a 35°C.
Luego de levantadas las restricciones de transmisión de las líneas al norte de Lagunas, la generación
máxima que puede importar el SEIN hacia el SING considerando el criterio de operación N-1 es la siguiente:
Tabla 59: Potencia Máxima a Importar desde el SEIN (*)
Potencia Generada [MW]
Sistema
2018
2019
2020
2021
SEIN
170
150
140
140
(*)Operación considerando la salida de uno de los tres circuitos Tarapacá – Lagunas.
De materializarse las obras definidas en el Informe Abastecimiento de Ciudades publicado por este CDEC en
el mes de agosto (ver Sección 4.8), que consistían en el primer circuito de una Nueva línea 2x220 kV
Cóndores – Pozo Almonte, primer circuito de Nueva Línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota y el cambio
de razón de transformación de las líneas Tarapacá – Cóndores y Lagunas – Pozo Almonte, es posible
alcanzar niveles de importación desde el SEIN de 220 MW al año 2021.
Para la Condición 2, tanto el corredor centro – norte como las líneas que se encuentran al norte de la
subestación Lagunas no son suficientes para transmitir la potencia necesaria que exigiría una interconexión
de 200 MW con Perú. Al igual que en el Escenario Base, el corredor centro – norte no es suficiente para
abastecer la demanda al considerar 200 MW adicionales que retiraría el SEIN y los nuevos posibles
proyectos de Minera Collahuasi, alcanzando los 1050 MW y1300 MW de demanda en la zona norte durante
los años 2020 y 2021, respectivamente.
Si se consideran las obras propuestas en este escenario, incluyendo las obras recomendadas del Escenario
Base, se deben reforzar las líneas al norte de la subestación Lagunas, por lo que se propone cambiar las
razones de transformación de los transformadores de corriente que limitan el transporte de energía y
configurarlas en su capacidad térmica, similar a lo mencionado en el Escenario Base. Las líneas a modificar
son:



Cambio de Razón de Transformación de la línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores
Cambio de Razón de transformación de la línea 1x220 kV Cóndores – Parinacota
Nueva Subestación Seccionadora (Nueva Tarapacá) en línea Tarapacá – Lagunas situada a 14 km
de Subestación Tarapacá. Nueva Línea 2x220 kV Nueva Tarapacá – Lagunas, primer circuito, 150
MVA a 35°C y 42 km y desvío de Línea Tarapacá – Cóndores hacia Subestación Nueva Tarapacá,
de 10 km de longitud.
O su alternativa:

Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, tendido del primer circuito, de 180 MVA a 35°C y
35 km de longitud.
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De esta forma, luego de realizar las modificaciones en los transformadores de corriente de las líneas, la
capacidad máxima que puede exportar el SING hacia el SEIN, respetando criterio N-1 del corredor centro –
norte, se muestra en la tabla siguiente:
Tabla 60: Potencia Máxima a exportar hacia el SEIN (*)
Potencia Retirada[MW]
Sistema
2018
2019
2020
2021
SEIN
40
20
3
2
(*)Operación considerando la salida de uno de los tres circuitos Tarapacá – Lagunas.
De materializarse las obras definidas en el Informe Abastecimiento de Ciudades mencionadas anteriormente
más la compensación serie en líneas Encuentro – Lagunas, el SING podría exportar durante el año 2021
hasta 30 MW, dependiendo del escenario de operación.
Como se ha mencionado, esta condición corresponde a un escenario pesimista desde el punto de vista del
intercambio con Perú, pues considera el 100% del parque generador de la zona norte fuera de servicio, es
decir, ante la presencia de generación local (zona norte) es posible alcanzar niveles mayores de exportación
hacia el SEIN, llegando incluso a valores del orden de los 130 MW.
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4.6.2
Nivel de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva en la Zona Norte
Según se indica en la Sección 4.3.7.3 para el Escenario Base, la Zona Norte comienza a requerir
inyecciones de potencia reactiva a partir del año 2020, debido a la entrada en servicio de demanda
localizada en las cercanías de la S/E Lagunas.
Al considerar, adicionalmente a los supuestos del Escenario Base, la entrada en servicio de demanda
asociada a expansiones de Minera Collahuasi (Escenario Collahuasi), la necesidad de contar con
inyecciones complementarias de potencia reactiva se torna aún más notoria, pues aun considerando la
compensación reactiva propuesta en el Escenario Base a partir del año 2020, se hace necesaria una mayor
inyección de reactivos debido a la entrada de dos bloques de demanda de Minera Collahuasi, según se
detalla en la sección anterior. Esta situación se torna crítica ante la salida de servicio de la unidad CTTAR.
En efecto, frente a esta situación crítica, la necesidad de compensación reactiva adicional y complementaria
a la definida en Escenario Base surge a partir del año 2020 y se centra en la S/E Collahuasi.
En virtud de los resultados de las simulaciones, se propone la siguiente compensación reactiva:
Del Escenario Base
Año 2020:

Compensación de Reactivos en S/E Cóndores, 40 MVAr.
Año 2021:



Compensación de Reactivos en S/E Cóndores, 20 MVAr (60 MVAr totales).
Compensación de Reactivos en S/E Parinacota, 10 MVAr.
Compensación de Reactivos en S/E Pozo Almonte, 30 MVAr.
Compensación adicional por Escenario Collahuasi
Año 2020

Compensación de Reactivos en S/E Collahuasi, 60 MVAr.
Año 2021

Compensación de Reactivos en S/E Collahuasi, 60 MVAr (120 MVAr totales).
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4.7
ESCENARIO DE INTERCONEXIÓN SING-SADI
Con el fin de analizar el comportamiento y desempeño de la red de transmisión, ante un escenario de
intercambio de energía entre el SING y el Sistema Argentino de Interconexión - SADI, se realizan
simulaciones para obtener los flujos esperados en el sistema de transmisión del SING asumiendo un
escenario de flujo neto de 250 MW desde el SING al SADI en todo momento. A partir de lo anterior, se
identifican los tramos del SING más afectados con esta interconexión, para luego verificar el cumplimiento de
los criterios de seguridad N-1 en transmisión a través de un análisis de contingencias.
Si bien los intercambios de potencia podrían ser variables entre ambos sistemas dependiendo de la
operación económica conjunta entre ambos sistemas, en este estudio, se considera que el SADI retira
energía en todo momento por el monto máximo que el promotor de este proyecto declara factible inicialmente
de 250 MW, considerando además que esta condición sería la más crítica para el SING. Por su parte, para el
escenario en que el SADI realiza una inyección neta de 250 MW al SING, el sistema estaría preparado para
recibir esas inyecciones, a través de las líneas entre Laberinto, Andes y Nueva Zaldívar, tal como lo han
demostrado análisis presentados en anteriores Informes de Expansión desarrollados por el CDEC-SING, y la
operación real del SING cuando el SADI inyectaba energía hacia el SING a través de la central SALTA.
4.7.1
Análisis de Suficiencia y Congestiones
Las principales líneas del sistema que se verían afectadas por la Interconexión SING-SADI, específicamente,
en la condición de intercambio neto de 250 MW desde SING a SADI, son los siguientes:




Línea 1x220 kV Mejillones - O’Higgins.
Línea 2x220 kV Atacama – O’Higgins.
Línea 2x220 kV O’Higgins - Domeyko.
Línea 1x220 kV Domeyko - Escondida.
En Figura 24 y Figura 25 se presentan los flujos esperados para las Líneas 220 kV Atacama – O’Higgins y
Mejillones – O’Higgins. A partir de un análisis de contingencia se identificaron los límites máximos de
transmisión por criterio de seguridad N-1 para condiciones típicas de operación. De los resultados obtenidos
por las simulaciones, se puede observar que en el corto plazo se podrían superar los límites operacionales
de las líneas 220 kV Mejillones – O’Higgins y Futuro Atacama – O’Higgins, bajo este escenario de
interconexión SING-SADI. Los casos críticos anteriores, donde se alcanzarían los límites operacionales de
estas líneas se presentan bajo las siguientes condiciones:
Crítico para Mejillones – O’Higgins:
1. Baja generación en S/E Kapatur.
2. Baja generación en S/E Atacama.
Crítico para Atacama – O’Higgins:
1. Baja generación en S/E Kapatur.
2. Generación media en S/E Atacama.
Se debe destacar que las condiciones anteriores para las cuales se darían estas limitaciones en el escenario
de Interconexión SING-SADI se atenuarían en el año 2018 bajo los supuestos de expansión de generación
considerados en este informe de expansión. Lo anterior, debido a la propuesta de centrales de base en S/E
Kapatur, que además se adelantarían en este escenario de interconexión con el SADI, y permitirían evitar la
condición operacional de baja generación en Kapatur.
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Centrales consideradas al año 2018:
1. Angamos 1 y 2.
2. Kelar.
3. Carbón Mejillones 1.
Mejillones 220->O'higgins 220
350
300
N-1 Con CTM3
N-1 Sin CTM3
250
200
Flujo(MW)
150
100
50
0
-50
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
-100
-150
-200
2015
2016
2017
2018
2019
t[años]
2020
2021
2022
2023
Figura 24: Flujo esperado Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins. Interconexión SING-SADI.
Cental Atacama 220-> O'Higgins 220
500
400
300
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
Flujo(MW)
200
100
0
-100
-200
-300
2015
2016
2017
2018
2019
t[años]
2020
2021
2022
2023
Figura 25: Flujo esperado Futuro Línea 220 kV Central Atacama - O'Higgins. Interconexión SING-SADI.
En base a lo anterior, bajo este escenario se debería recomendar inicialmente la ampliación de las líneas 220
kV Mejillones – O’Higgins y Atacama – O’Higgins, condicionadas a la Interconexión SING-SADI y a la
conveniencia económica de realizar estas ampliaciones. Cabe destacar que la evaluación económica
dependería de las condiciones futuras de operación del SADI, para lo cual se debiese disponer de mayores
antecedentes de este sistema y además del tratamiento económico con que se operarían ambos sistemas
interconectados.
Sin embargo lo anterior, se debe destacar, que como estos problemas identificados están asociados a baja
generación en S/E Kapatur, estos podrían evitarse no sólo a través de conexión de generación en este
punto, sino también a través de uno de los proyectos de transmisión recomendados en la Sección 4.3.2, el
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que correspondería a interconectar las Futuras S/E Kapatur y S/E Cochrane. Por consiguiente, y dado por los
niveles de inversión involucrados, se recomendaría adelantar la obra de transmisión recomendada Nueva
Línea 220 kV Kapatur – Cochrane.
Por otra parte, en Figura 26 y Figura 27 se presentan los flujos por las líneas 220 kV O’Higgins – Palestina –
Domeyko, y la futura línea 220 kV O’Higgins – Domeyko. A partir de un análisis de contingencia se
identificaron los límites máximos de transmisión por criterio de seguridad N-1 para condiciones típicas de
operación. De los resultados obtenidos por las simulaciones, se puede observar que en el corto plazo se
podrían superarían los límites operacionales de la línea 220 kV O’Higgins – Palestina – Domeyko, bajo este
escenario de interconexión SING-SADI.
En base a lo anterior, bajo este escenario se debería recomendar inicialmente adelantar la obra de
transmisión recomendada Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1 (Sección 4.3.1),
condicionada a la Interconexión SING-SADI y a la conveniencia económica de adelantar este proyecto. La
evaluación económica dependerá de las condiciones futuras de operación del SADI, para lo cual se debiese
disponer de mayores antecedentes de este sistema y además del tratamiento económico con que se
operarían ambos sistemas interconectados.
Se debe destacar que en el horizonte 2019-2023, los flujos esperados por estas líneas aumentarían aún más
con los crecimientos de demanda informados por Minera Zaldívar para el año 2019 (100 MW adicionales), y
según los análisis de contingencia realizados, no sería suficiente la Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins –
Domeyko, circuito 1 y se debería realizar el tendido del segundo circuito con la entrada de los proyectos de
Minera Zaldívar, o reubicar los bombeos de la Línea 220 kV O’Higgins – Palestina – Domeyko de
manera mejor distribuida en las otras líneas del tramo O’Higgins – Domeyko.
Finalmente, en la Figura 28 se presentan los flujos por la Línea 220 kV Domeyko – Escondida. A partir de un
análisis de contingencia se identificó el límite máximo de transmisión de esta línea por criterio de seguridad
N-1 para una condición típica de operación. De los resultados obtenidos por las simulaciones, se puede
observar que en el periodo 2016 a 2023, se alcanzarían los límites operacionales al final del horizonte, pero
no se superarían, lo que sugiere postergar la recomendación de ampliación de esta línea.
O'higgins 220->Palestina 220
280
260
240
Flujo(MW)
220
200
180
160
140
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
120
100
80
2015
2016
2017
2018
2019
t[años]
2020
2021
2022
2023
Figura 26: Flujo esperado Futura Línea 220 kV O'Higgins - Palestina. Interconexión SING-SADI.
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O'higgins 220->Domeyko 220
350
300
Flujo(MW)
250
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
200
150
100
50
0
2015
2016
2017
2018
2019
t[años]
2020
2021
2022
2023
Figura 27: Flujo esperado Futura Línea 220 kV O'Higgins - Domeyko. Interconexión SING-SADI.
Domeyko 220->Escondida 220
150
100
Flujo(MW)
50
0
-50
sample1
sample2
sample3
Límite N-1
-100
-150
2015
2016
2017
2018
2019
t[años]
2020
2021
2022
2023
Figura 28: Flujo esperado Línea 220 kV Domeyko – Escondida. Interconexión SING-SADI.
4.7.2
Alternativas de Expansión
De acuerdo a los análisis anteriores, para el escenario de Interconexión SING-SADI que considera un flujo
neto de SING a SADI de 250 MW, se recomienda:
1. Adelantar proyecto Nueva Línea 1x220 kV Kapatur – Cochrane, 700 MVA, año 2016.
2. Adelantar proyecto Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1, 365 MVA, año 2016.
3. Opción 1: Reubicación bombeos de Línea 220 kV O’Higgins – Palestina – Domeyko, a Líneas 2x220
kV O’Higgins – Domeyko y Nueva Línea 220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1.
Opción 2: Tendido segundo circuito Línea 2x220 kV kV O’Higgins – Domeyko.
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4.8
ANÁLISIS DE SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO DE CIUDADES DEL SING
El objetivo del análisis, es revisar la seguridad y suficiencia de las instalaciones de transmisión que permiten
el abastecimiento de las principales ciudades del SING, y proponer alternativas de expansión que permitan
mejorar dichas condiciones de abastecimiento. Para efectos del análisis, las soluciones y obras
recomendadas no obedecen a calificaciones tarifarias (Troncal, Adicional o Subtransmisión), sino a criterios
técnico-económicos de eficiencia y seguridad de abastecimiento, pero que en general redundan en
ampliaciones o nuevas obras de subtransmisión, o bien, en nuevas obras de transmisión conectadas al
sistema Troncal o a instalaciones adicionales.
Este Estudio se enmarca dentro de las iniciativas que está llevando a cabo el CDEC-SING, con motivo de los
principales procesos de tarificación de los servicios regulados de transporte de energía a desarrollarse
durante el año 2014, entendiendo por ellos, a los procesos de tarificación de la Subtransmisión y del sistema
de Transmisión Troncal, y considera como base, los supuestos de oferta y demanda del SING, utilizados en
el Informe de Expansión del Sistema de Transmisión del SING, en adelante IET, para un horizonte de
planificación de 15 años, emitido durante mayo del presente año.
El Sistema de Transmisión Base está compuesto, tanto por las instalaciones existentes, como por todas
aquellas nuevas obras y refuerzos de instalaciones existentes, que se encuentran en construcción o incluidas
en algún Decreto de Expansión Troncal.
A partir de las bases señaladas anteriormente, se modela y analiza el sistema de transmisión del SING, en
particular, aquellas instalaciones asociadas al suministro de energía de los centros de consumo de los
clientes regulados, es decir, las grandes ciudades del Norte Grande como lo son Arica, Iquique y
Antofagasta, además de localidades como Pozo Almonte y sus alrededores.
En primer lugar, se realizan estudios eléctricos de flujos de potencia AC, con el objeto de identificar aquellas
zonas del SING en las cuales una contingencia en alguna línea de transmisión, puede desencadenar la
sobrecarga de otras líneas del sistema o presentar energía no suministrada, es decir, se verifica el
comportamiento del sistema bajo criterio de seguridad N-1, definido en la Norma Técnica vigente.
Como paso siguiente, para aquellas instalaciones de transmisión que presentan limitaciones, o cuya
desconexión afecta la seguridad de servicio, se modelan diversas alternativas de proyectos que permitan dar
solución a los problemas detectados. Aquella alternativa que presenta el mayor beneficio económico en el
horizonte de evaluación -dentro del universo de alternativas que cumplen con la Norma Técnica-, es
considerada como la más adecuada para levantar las restricciones de dicho tramo del sistema de
transmisión.
Con el objeto de presentar los análisis y propuestas de manera más clara y ordenada, se establecen 2 zonas
o subsistemas dentro del SING, definidas de acuerdo a la ubicación geográfica de las ciudades, estas son:

Zona Norte. Comprendida por las líneas y subestaciones que permiten el abastecimiento de las
ciudades de Arica e Iquique y la localidad de Pozo Almonte y sus alrededores.

Zona Sur. Comprendida por las instalaciones que permiten el abastecimiento de la ciudad de
Antofagasta y alrededores.
Para mejor referencia de las zonas mencionadas se presenta a continuación la Figura 29.
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Chapiquiña
Arica
El Aguila
Parinacota
Zona
Norte
Cerro Colorado
Iquique
Condores
Pozo Almonte
Tamarugal
LAGUNAS
Quebrada Blanca
Collahuasi
TARAPACA
El Abra
R. Tomic
CRUCERO
Norgener
Salar
Tocopilla
Chuquicamata
Tamaya
ENCUENTRO
Zona Sur
Calama
Angamos
Spence
Mejillones
ATACAMA
Andina
Hornitos
Atacama
El Tesoro
El Cobre
Mejillones
Esperanza
Laberinto
Mantos Blancos
Nueva Zaldivar
Andes
Esmeralda
O'higgins
Coloso
Zaldivar
Sulfuros
Domeyko
Escondida
Salta
Figura 29: Identificación de Zonas del SING.
A continuación, se presentan las principales propuestas de obras de expansión del sistema de transmisión,
que permitirían el abastecimiento de las ciudades del SING en el largo plazo. Para la definición de estas
obras propuestas, se realizan análisis de seguridad y suficiencia, bajo condiciones de operación normal y
ante contingencias.
Las obras propuestas son las siguientes:
Tabla 61: Obras Recomendadas para Abastecimiento Seguro de Ciudades del SING.
N
Capacidad
Largo
MVA
km
Obras de transmisión recomendadas
Fecha
Estimada
VI Ref
VAT
Zona
Miles de USD
1
Nueva línea 2x220 kV Cóndores-Pozo Almonte, circuito 1
180
35
2019
13.780
1.684
3
Nueva línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota, circuito 1
180
224
2019
47.519
5.809
Norte
Cambios de TT/CC en líneas de 110 kV Capricornio – Antofagasta y
No Aplica
2016
2.000
274
Antofagasta-Alto Norte
Nueva línea 1x110 kV Antofagasta – Esmeralda y cierre Línea 110 kV
5
150
5
2017
3.000
367
Mejillones-Antofagasta (Paño Antofagasta)
Sur
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra y Seccionamiento Línea
6
150
No Aplica
2017
11.000
1.512
220 kV O'Higgins – Coloso
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E Capricornio y Seccionamiento línea
7
150
No Aplica
2017
11.000
1.512
1x220 kV Chacaya – Mantos Blancos (*)
(*) Tiene como alternativa la conexión mediante Tap Off en cualquiera de los circuitos de la línea 2x220 kV Chacaya – El Cobre, con un VI referencial de 6,5
millones de USD. Alternativa con menor VI, pero a su vez con un estándar menor en términos de seguridad y maniobrabilidad.
4
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Versión: Definitivo
CD Arica 66 kV
G
G
Arica66 kV
Parinacota 220 kV
Chapiquiña 66 kV
Arica110 kV
Obras
Propuestas
Plan de Obras
Propuesto Zona
Norte
Quiani 66 kV
Pozo Almonte
110 kV
Iquique 66 kV
Pozo Almonte
220 kV
Cóndores 220 kV
Collahuasi 220 kV
G
Lagunas 220 kV
Tarapacá 220 kV
Quebrada
Blanca 220 kV
Crucero
1
Chacaya
Proyecto de generación KELAR
Proyectos Transmisión adicional
clientes libres
Esperanza - El Tesoro - Encuentro
Proyectos de consumo clientes
libres
Capricornio
Kelar
Línea 110 kV
Obras E-CL
Interruptor abierto
Laberinto
1
Encuentro
Línea 220 kV
Crucero
El Cobre
Angamos
Interruptor cerrado
Oeste
Atacama
Mantos Blancos
Plan de Obras
Propuesto Zona
Sur
Andes
Mejillones
Nueva Zaldívar
Lince
Sulfuros
O’Higgins
Pampa
Esmeralda
Tap Salar del
Carmen
Desalant
Domeyko
El Negro
Centro-SurLa Portada
Uribe
Zaldívar
Palestina
Antofagasta
La Negra 110
Escondida
SVC
OGP1Escondida
Alto Norte
La Negra 220
Coloso
Desaladora Coloso - Escondida
Figura 30: Obras Recomendadas para Abastecimiento Seguro de Ciudades del SING.
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5. ANÁLISIS DE SUFICIENCIA Y SEGURIDAD DE SUBESTACIÓN CRUCERO
Actualmente, la subestación Crucero cuenta con un total de 18 paños, distribuidos en un esquema de barra
doblada, es decir, dos secciones de barra que se denominan Barra N°1 y Barra N°2, con la opción de que
uno de los paños pueda ser transferido a otra sección de barra, mediante el uso de la Barra de
Transferencia.
Esta concentración de paños en la subestación, así como su configuración de barras, representan una
complejidad mayor en la programación de la operación del SING, ya que, por ejemplo, a nivel de generación
se inyecta en dicha subestación una potencia media que equivale a un 36% de la generación bruta del SING,
aproximadamente.
Por otro lado, la inexistencia de una configuración de doble barra en la subestación Crucero (u otra
equivalente en términos de su flexibilidad), dificulta la realización de mantenimientos que requieran la
desconexión de una sección barra. Lo anterior, dado las consecuencias que tiene sobre la seguridad del
SING, y la problemática que conlleva la desconexión de una gran cantidad de consumos, necesaria para
retirar de servicio dicha sección de barra. Asimismo, exige que varios de los mantenimientos a las
estructuras o ferretería de la subestación Crucero, se deban realizar con las instalaciones energizadas, lo
que se traduce en un alto nivel de riesgo para todo el SING, además del riesgo para el personal que lleve a
cabo dicho trabajo de mantención.
Considerando la topología actual de la subestación Crucero, la ocurrencia de una contingencia que afecte a
una o ambas secciones de barra de la subestación, podría derivar en Apagón Parcial o Total del SING,
debido a la relevancia que la desconexión de las líneas conectadas a dichas barras, tienen sobre el sistema.
Si bien este tipo de eventos no es recurrente, se tienen registros de su ocurrencia:





03 – Julio – 2002: Pérdida de Barra N°1 por operación de protección de sobretensión (IF-638).
24 – Julio – 2003: Pérdida de Barra N°2 por operación de protección 50BF (IF-885).
11 – Septiembre – 2005: Pérdida de Barras N°1 y N°2 por operación en tiempo de respaldo ante falla
no despejada en tiempo (IF-1378).
19 – Junio – 2011: Pérdida de Barras N°1 y N°2 por operación en tiempo de respaldo ante falla no
despejada en tiempo (IF-2788), repitiéndose este evento en el proceso de recuperación de servicio.
02 – Julio – 2014: Pérdida de Barra N°1 y posterior Pérdida de Barra N°2 por no operación de la
protección diferencial de barras 87B (IF-3611).
Considerando la estadística anteriormente expuesta, se puede ver que en los últimos 12 años, se han
presentado 5 eventos, lo que arroja una interrupción de las barras en la subestación Crucero cada 2,4 años
en promedio 8.
Las subestaciones Crucero y Encuentro se han convertido en puntos neurálgicos para el SING. De hecho, en
la actualidad, una proporción muy importante de las transferencias de potencia del sistema pasan por estas
subestaciones. Crucero-Encuentro interactúa hacia la Zona Norte con SS/EE Lagunas y Collahuasi. En la
Zona Centro se relaciona con generación térmica proveniente de Tocopilla, Mejillones, Atacama y con
consumos desde Codelco Norte (Chuquicamata, Radomiro Tomic y Ministro Hales), SQM, El Abra, El
Tesoro, Spence y Sierra Gorda.
A raíz del crecimiento proyectado del sistema de transmisión en la zona de las subestaciones Crucero y
Encuentro, debido a los proyectos futuros y la restringida capacidad de crecimiento de estas subestaciones,
8
Unas secciones más adelante se analiza el costo que esto ha significado al sistema, en términos de Energía No Suministrada.
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es que la Dirección de Peajes del CDEC-SING recomendó, en su Informe de Expansión del Sistema de
Transmisión de Octubre de 2012, la construcción una nueva subestación, a la cual se conecten nuevos
consumos y generación (actual S/E Miraje, seccionando línea 2x220 kV Atacama – Encuentro).
Adicionalmente, en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SING, emitido mediante
Decreto Supremo 201 de 2014, la Comisión Nacional de Energía señala la necesidad de construir una nueva
subestación que seccione la actual línea 2x220 kV Crucero – Encuentro, la cual vendrá a ofrecer un nuevo
punto de conexión para nuevos proyectos de generación y consumo en el SING, evitando que se siga
incrementando el tamaño de las SS/EE Crucero y Encuentro (a esta nueva S/E se le denomina
genéricamente Crucero-Encuentro).
Todo lo anteriormente expuesto, evidencia el trabajo realizado con el objeto de ofrecer nuevos puntos de
conexión para los nuevos proyectos, tanto de generación como de consumo, en nuevas subestaciones del
SING, que presenten un elevado estándar constructivo y de diseño.
El siguiente paso en este esfuerzo por mejorar el estándar de las subestaciones de la Zona Centro del SING,
corresponde al análisis de las SS/EE Crucero y Encuentro, en sus condiciones actuales de operación y
topología. Para ello, se realiza un análisis particular de la capacidad de barras, cantidad de paños y nivel de
enmallamiento de la S/E Crucero con el sistema, considerando que dicha subestación juega un rol
fundamental en la seguridad de suministro del SING.
El objetivo de este análisis es determinar la condición operacional de la S/E Crucero, y realizar propuestas de
obras tendientes a superar los problemas que se detectan, mediante la reubicación de algunos de sus paños
de línea, con el fin de aislar las fallas que se produzcan en S/E Crucero de la seguridad de suministro del
resto del SING.
Cabe destacar, que los análisis efectuados consideran los siguientes criterios:



5.1
No superar la capacidad de barras de dicha subestación para cualquier combinación posible de
disposición de paños, falla de líneas y flujos esperados de largo plazo.
Mantener los flujos por la línea 2x220 kV Crucero – Nueva Crucero-Encuentro dentro de márgenes
acotados con el fin de independizar la operación de dicha subestación del resto del sistema.
Que la desconexión de las barras de la S/E Crucero no genere desconexiones descontroladas de
carga o generación y no se propague al resto del sistema.
ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRAS DE S/E CRUCERO
El análisis de capacidad de barras que se realiza para S/E Crucero consiste en determinar los flujos máximos
por cada tramo de barra, para las distintas combinaciones de conexión, falla y flujos por las líneas que se
conectan a dicha subestación, considerando para el análisis, condiciones de corto y largo plazo, según se
indica en párrafos siguientes.
En términos generales, para determinar los flujos máximos esperados por los tramos de barra, se lleva a
cabo una combinación de las siguientes condiciones:




Flujos esperados de largo plazo de las líneas que se conectan a la subestación, para todo el
horizonte de planificación (2015-2029).
Todas las posibilidades de conexión de cada paño a las secciones de barras de la subestación.
Todas las posibilidades de conexión de las líneas a los paños de transferencia, y las posibilidades de
conexión del paño de transferencia a las distintas barras de la subestación.
Contingencias simples en cada una de las líneas que se conectan a la S/E (una por vez,
considerando criterio N-1).
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Luego, la metodología de análisis considera que para cada escenario de flujo esperado, se realizan todas las
combinaciones de ubicación de paños posibles, y para cada una de estas combinaciones, se realizan
contingencias simples en cada una de las líneas que se conectan a S/E Crucero (una por vez), asumiendo
un criterio de operación N-1.
Para realizar los análisis se consideran los siguientes datos de entrada:




Ubicación física real de los paños en la subestación Crucero (Figura 31).
Capacidad de las barras de la subestación y de las líneas que se conectan en ella (Tabla 62).
Factores de distribución de flujos por las líneas, calculados utilizando software de flujos de potencia
(DigSilent) para todas las contingencias simples consideradas, para despachos típicos del SING
(Factores no lineales).
Flujos esperados de largo plazo por las líneas conectadas a la subestación Crucero (periodo 20152029), obtenidos mediante software Plexos de planificación de la operación, considerando el
Escenario Base de este Informe de Expansión de Sistema de Transmisión del SING.
Figura 31: Diagrama unilineal simplificado S/E Crucero. Disposición física real de paños.
Tabla 62: Capacidad de barras y líneas conectadas a S/E Crucero.
Capacidades Informadas
Instalaciones
TTCC [MVA] Conductor [MVA] Trampa de onda [MVA] Actual [MVA] Futura [MVA]
Barra Sección 1
-
434
-
434
-
Barra Sección 2
-
434
-
434
-
Línea 220 kV Tocopilla-Crucero 1
365
419
609
365
-
Línea 220 kV Tocopilla-Crucero 2
365
419
609
365
-
Línea 220 kV Crucero-Encuentro 1 9
365
384
-
365
1000
Línea 220 kV Crucero-Encuentro 2
365
384
-
365
1000
Línea 220 kV Crucero-Laberinto 1
137
316
-
137
-
Línea 220 kV Crucero-Laberinto 2
228
316
-
228
-
Línea 220 kV Crucero-Chuquicamata
274
442
609
274
-
Línea 220 kV Crucero-El Abra
183
457
-
183
-
Línea 220 kV Crucero-Lagunas 1
183
182
190
182
-
Línea 220 kV Crucero-Lagunas 2
183
182
-
182
-
Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic
183
457
-
183
-
Línea 220 kV Crucero-Salar
365
442
-
365
-
Línea 220 kV Norgener-Crucero 1
304
426
-
304
-
9
Está en proceso de construcción una obra que aumenta la capacidad de la línea desde los actuales 365 [MVA] a 1000 [MVA] por
circuito, cuya entrada en servicio se espera durante el año 2016. Posteriormente, el año 2018, esta capacidad es disminuida a 500
[MVA] por circuito, con la entrada en servicio de la Nueva Subestación seccionadora Nueva Crucero-Encuentro.
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Capacidades Informadas
Instalaciones
TTCC [MVA] Conductor [MVA] Trampa de onda [MVA] Actual [MVA] Futura [MVA]
Línea 220 kV Norgener-Crucero 2
304
426
-
304
-
Línea 220 kV Chacaya-Crucero
365
293
190
190
-
Se realiza un análisis preliminar de capacidad de barras, que considera como horizonte de evaluación el
período 2015-2018, bajo el supuesto que en años posteriores ya se podría contar con una solución
estructural a los problemas que se detecten, debido a la entrada en servicio de la nueva S/E.
Un resumen de los resultados más importantes se presenta en la Tabla 63.
Tabla 63: Resumen resultados análisis capacidad de barra S/E Crucero, caso base, periodo 2015-2018.
Casos Críticos
Año
Flujo
Máximo
Barra (MW)
Tramo de Barra
2015
560
T27
2015
480
T13
2016
664
T13
2016
608
T26
2017
572
T13
2017
530
T26
2018
610
2018
590
Configuración
Tocopilla II transferido a
barra 2
Falla
Escenario (*)
Comentario
Norgener I
E1-2015
Sobre generación en barra 2
Todas las posibles
Encuentro I
E2-2015
Todas las posibles
Encuentro I
E1-2016
Tocopilla II transferido a
barra 2
Tocopilla II transferido a
barra 2
Flujo Crucero-Encuentro 340 MW y Lagunas
retirando CTTAR F/S
Flujo Crucero-Encuentro 470 MW y Lagunas
retirando CTTAR F/S
Norgener I
E2-2016
Sobre generación en barra 2
Norgener I
E1-2017
Sobre generación en barra 2
Todas las posibles
Encuentro I
E2-2017
T13
Todas las posibles
Encuentro I
E1-2018
T26
Tocopilla II transferido a
barra 2
Norgener I
E2-2018
Flujo Crucero-Encuentro 370 MW y Lagunas
retirando CTTAR F/S
Flujo Crucero-Encuentro 470 MW y Lagunas
retirando CTTAR F/S
Sobre generación en barra 2
(*) Los flujos por los paños correspondientes a cada uno de los escenarios críticos se presentan en Sección 9.4.
De los resultados obtenidos, se concluye que la capacidad de la barra de S/E Crucero presenta sobrecargas
de al menos un 30% para el año 2015, y de al menos un 50% para el año 2016, bajo determinadas
condiciones de operación.
Si bien en condiciones normales de operación y topología, la barra no presenta sobrecargas, basta una
contingencia simple en el circuito 1 de la línea 2x220 kV Crucero – Encuentro para superar la capacidad de
la barra, en alguno de sus tramos.
Algunas conclusiones relevantes del análisis de capacidad de barras son las siguientes:

Año 2015
La principal sobrecarga en la barra, se presenta para una condición de operación en que se
transfiere el circuito 2 de la línea 2x220 kV Tocopilla – Crucero a la barra 2, y se produce una falla en
el circuito 1 de la línea 2x220 kV Norgener – Crucero. Esta condición de operación, si bien produce
una sobrecarga importante en la barra, puede evitarse incorporando una restricción operacional que
prohíba la transferencia del circuito 2 de la línea 2x220 kV Tocopilla – Crucero, a la barra 2 de la S/E
Crucero.
El segundo caso crítico para el año 2015, se genera ante una condición típica de operación:
transferencias cercanas a los 350 MW por la línea 2x220 kV Crucero – Encuentro, y flujos desde S/E
Crucero hacia S/E Lagunas, con unidad CTTAR fuera de servicio. Bajo este escenario de operación,
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basta una contingencia simple en la línea 2x220 kV Crucero – Encuentro, circuito 1, para que se
genere una sobrecarga en la barra 1 de la S/E Crucero.
Actualmente, la línea 2x220 kV Crucero – Encuentro está siendo operada al límite de su capacidad
N-1 (365 MW), por ende, en aquellos escenarios en que las transferencias por las líneas Crucero –
Lagunas 1 y 2 van hacia S/E Lagunas, no se estaría cumpliendo con el criterio de seguridad N-1,
lo que hace necesario limitar las transferencias por la línea Crucero – Encuentro por debajo de los
300 MW, dependiendo de las transferencias desde S/E Crucero hacia S/E Lagunas.

Año 2016
Este año se presentan los escenarios más críticos para las barras de S/E Crucero, específicamente
porque este año se elevaría la capacidad de transmisión de la línea 2x220 kV Crucero – Encuentro a
1000 MVA (fecha estimada, marzo de 2016), con lo cual se podrían alcanzar transferencias elevadas
por esta línea, dadas por la operación económica del parque generador. Si bien el año 2016 existe
un aumento en la capacidad de la línea, la capacidad de la barra de S/E Crucero impondría una
restricción a los flujos de potencia por ella, ya que una contingencia simple en el circuito 1
desencadenaría una sobrecarga en la barra 1 de la S/E Crucero, para casi todos los escenarios de
operación analizados, considerando flujos por la línea Crucero – Encuentro por sobre los 400 MW.
Si bien, la entrada de las centrales Cochrane 1 y 2, en Mayo y Octubre de 2016 respectivamente,
disminuyen las transferencias por la línea Crucero – Encuentro, seguirían existiendo los casos
críticos presentados para el año 2015. En efecto, el año 2016 siguen siendo críticos los escenarios
en que se transfiere el circuito 2 de la línea 2x220 kV Tocopilla – Crucero a la barra 2 de S/E
Crucero, sin embargo, esta condición crítica podría mitigarse con la restricción operacional antes
indicada.

Años 2017 y 2018
El análisis de estos años entrega básicamente las mismas condiciones críticas que para los años
anteriores (varían un tanto los montos, pero los problemas son los mismos). En el caso crítico de la
falla en la línea 2x220 kV Crucero – Encuentro circuito 1, los niveles de sobrecarga de la barra 1 son
mayores para el año 2018, con respecto al 2017.
Si bien, las inyecciones de las centrales Cochrane 1 y 2 ayudan a disminuir los flujos por la línea
2x220 kV Crucero – Encuentro, los crecimientos de demanda de la zona norte afectan directamente
en el nivel de sobrecarga de la barra, ya que la condición más crítica se genera ante una
combinación máxima de flujos entre las líneas Crucero – Encuentro y Crucero – Lagunas (esta última
permite el abastecimiento de la zona norte desde S/E Crucero).
Los resultados obtenidos sugieren, inicialmente, la necesidad de aumentar la capacidad de las barras de S/E
Crucero. Sin embargo, dado el alto impacto que tiene esta subestación en la operación del SING -debido al
nivel de potencia que se gestiona en ella-, no se recomienda realizar trabajos de ampliación en esta
subestación, considerando el riesgo que dichos trabajos conllevan sobre la operación segura del SING.
Por lo anteriormente expuesto, considerando además la estadística de fallas presentada en la Sección 5, se
recomienda disminuir la cantidad de paños por sección de barra de la S/E Crucero, reubicando paños de
línea en alguna S/E aledaña del sistema. Para ello se propone que dichos paños de línea sean transferidos a
la nueva S/E Crucero-Encuentro, actualmente en proceso de licitación.
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5.2
CRITERIO PARA SOLUCIONAR PROBLEMAS DE CAPACIDAD DE BARRA S/E
CRUCERO
De acuerdo con lo presentado en la Sección 5.1, se recomienda la reubicación de paños de S/E Crucero,
para lo cual se plantean los siguientes objetivos:
1. Evitar sobrecargas en las barras de S/E Crucero para cualquier combinación de flujos por las líneas,
disposición de paños y contingencia en líneas que se conectan con la S/E Crucero, con el fin de
evitar ampliaciones de la barra de S/E Crucero.
2. Evitar que la desconexión de las barras de S/E Crucero desencadenen pérdidas descontroladas de
carga del sistema, para lo cual se propone desacoplar lo más posible la S/E Crucero del resto del
sistema, y con ello limitar los efectos de dicha desconexión de barras.
Para cumplir con el objetivo 1, lo primero que se debe examinar son las variables que tienen mayor influencia
en las sobrecargas de barra detectadas en los análisis. Dentro de estas variables, la más importante es el
flujo por la línea 2x220 kV Crucero – Encuentro, ya que si éstos superan los 350 MW, se pone en riesgo la
seguridad de la barra. En base a lo anterior, como primer criterio de análisis, se busca reubicar los paños que
logren en mayor medida acotar las transferencias por dicha línea.
5.2.1
Flujos esperados en línea 2x220 kV Crucero – Encuentro
De acuerdo a lo indicado anteriormente, se analizan las mejores alternativas de reubicación de paños de S/E
Crucero que permitan disminuir los flujos por la línea 2x220 kV Crucero – Encuentro. En la Figura 32 se
presentan los flujos esperados por esta línea, considerando los supuestos del Escenario Base de este
Informe de Expansión. Para efectos de este análisis no se consideran los límites de transmisión de las
líneas.
Flujos Crucero-Encuentro
800
600
Flujo N-1(MW)
400
200
0
sample1
sample2
-200
sample3
-400
-600
2016
2018
2020
2022
t[años]
2024
2028
2026
Figura 32: Flujos esperados línea 2x220 kV Crucero – Encuentro. Caso Base.
10
Según lo presentado en la Figura 32, en la medida que son liberadas las restricciones de la línea Crucero 11
Encuentro , los flujos por ésta alcanzan los 500 [MVA], e incluso los 600 [MVA] en algunos escenarios de
10
Flujos equivalente a los que se presentarían en la línea 2x220 kV Crucero – Nueva Crucero-Encuentro, sin paños adicionales
conectados en esta última.
Aumentada la capacidad de la línea a 1000 MVA el año 2016, con la ampliación que se encuentra en proceso de construcción, y luego
disminuida a 500 MVA el año 2018, con la obra de transmisión decidida Nueva Subestación seccionadora Nueva Crucero Encuentro.
11
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operación particulares, con lo que se pondría en riesgo la operación del SING, ante una eventual sobrecarga
de las barras de S/E Crucero por las razones expuestas en la Sección 5.1.
Con el fin de analizar cómo impacta la reubicación de paños de S/E Crucero, se verifica cómo varían los
flujos por la línea 2x220 kV Crucero – Nueva Crucero-Encuentro al reubicar paños de S/E Crucero en la
futura S/E Nueva Crucero-Encuentro. En base a lo anterior, en las Figura 33 y Figura 34 se presentan los
flujos esperados por esta línea, para determinadas combinaciones de reubicación de paños.
A partir de los flujos de potencia esperados por la línea 2x220 kV Crucero – Nueva Crucero-Encuentro, se
observa que la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2 presenta los mejores beneficios en términos de
disminución de los flujos por esta línea, ya que permite reducir el exceso de generación que actualmente
tiene la S/E Crucero. Se observa sin embargo, que la sola reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2, no
permite disminuir considerablemente el acoplamiento o enmallamiento de la S/E Crucero con el resto del
SING.
A continuación se presentan los flujos de potencia esperados para la línea 2x220 kV Crucero – Encuentro,
para distintas alternativas de reubicación de paños y sus combinaciones. Para evitar el enmallamiento de la
S/E Crucero con el resto del sistema, se propone analizar la reubicación de los paños de líneas 2x220 kV
Crucero – Lagunas y 2x220 kV Crucero - Laberinto.
Sin reubicar paños de S/E Crucero
Flujos Crucero 220->Encuentro 220
700
500
Flujo (MW)
300
100
-100
-300
-500
-700
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
t (Años)
2025
2026
2027
2028
2029
Reubicación paños Tocopilla 1 y 2.
Flujos Crucero 220->Encuentro 220
700
500
Flujo (MW)
300
100
-100
-300
-500
-700
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
t (Años)
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
2025
2026
2027
2028
2029
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Reubicación paños Laberinto 1 y 2.
Flujos Crucero 220->Encuentro 220
700
500
Flujo (MW)
300
100
-100
-300
-500
-700
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
t (Años)
2025
2026
2027
2028
2029
Reubicación paños Lagunas 1 y 2
Flujos Crucero 220->Encuentro 220
700
500
Flujo (MW)
300
100
-100
-300
-500
-700
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
t (Años)
2025
2026
2027
2028
2029
Figura 33: Flujos esperados línea Crucero - Encuentro. Período 2018-2029. Parte 1
Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Lagunas 1 y 2
Flujos Crucero 220->Encuentro 220
700
500
Flujo (MW)
300
100
-100
-300
-500
-700
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
t (Años)
2025
2026
2027
2028
2029
2028
2029
Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2
Flujos Crucero 220->Encuentro 220
700
500
Flujo (MW)
300
100
-100
-300
-500
-700
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
t (Años)
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Versión: Definitivo
Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2, Lagunas 1 y 2
Flujos Crucero 220->Encuentro 220
700
500
Flujo (MW)
300
100
-100
-300
-500
-700
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
t (Años)
2025
2026
2027
2028
2029
Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2, Lagunas 1 y 2, Chuquicamata.
Flujos Crucero 220->Encuentro 220
700
500
Flujo (MW)
300
100
-100
-300
-500
-700
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
t (Años)
2025
2026
2027
2028
2029
Figura 34: Flujos esperados línea Crucero - Encuentro. Período 2018-2029. Parte 2
Entre los años 2022 y 2023, los flujos de potencia esperados por la línea Crucero – Encuentro, muestran la
entrada en servicio del nuevo proyecto de consumo informado por Minera El Abra, que considera un
crecimiento cercano a los 400 MW conectados en S/E El Abra 220 kV.
Por lo anterior, los análisis específicos efectuados para la reubicación de paños de S/E Crucero, consideran
un horizonte de 5 años a contar de la fecha en que se propone dicha reubicación (periodo 2018-2022), es
decir, hasta antes del año 2023.
Debido a la magnitud del nuevo proyecto de Minera El Abra, se propone realizar el análisis una vez que se
cuente con mayor información del mismo, y cuando haya certeza sobre los proyectos de transmisión que
acompañen a los respectivos crecimientos de demanda.
5.3
EVALUACIÓN TÉCNICA DE ALTERNATIVAS DE REUBICACIÓN DE PAÑOS
La evaluación de cada una de las alternativas de reubicación de paños de S/E Crucero, será efectuada en
base a los siguientes criterios:
1. Evaluando los flujos máximos alcanzados en las barras de S/E Crucero, es decir, realizando un
análisis de capacidad de barras de dicha subestación, y verificando que no se superen los límites de
capacidad máxima.
2. Verificando el nivel de acoplamiento que presentaría la S/E Crucero para cada una de las
alternativas factibles obtenidas desde el punto 1.
3. Analizando el impacto que generaría la desconexión forzada de las barras de S/E Crucero sobre el
sistema, con el fin de verificar que con esta contingencia no se generen desconexiones
descontroladas de carga que se propaguen al esto del sistema, para la alternativa óptima resultante
de los puntos 1 y 2.
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De acuerdo con los flujos de potencia esperados para la línea Crucero – Encuentro, presentados en la
Sección 5.2.1, sólo serán evaluadas aquellas alternativas que permiten disminuir los flujos por esta línea.
Además, se tendrán en consideración aquellas alternativas que permiten desacoplar o disminuir el
enmallamiento de la S/E Crucero con el resto del sistema. En base a lo anterior, las alternativas que serán
evaluadas son las siguientes:
I.
II.
III.
IV.
V.
Alternativa 1: Reubicación paños Tocopilla 1 y 2.
Alternativa 2: Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Lagunas 1 y 2.
Alternativa 3: Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2.
Alternativa 4: Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2 y Lagunas 1 y 2.
Alternativa 5: Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2, Lagunas 1 y 2 y Chuquicamata.
5.3.1
Alternativa 1: Reubicación paños Tocopilla 1 y 2
En la Tabla 64 se presenta un resumen de los resultados del análisis de capacidad de barras, considerando
que los paños Tocopilla 1 y 2 son reubicados en la futura subestación Nueva Crucero-Encuentro.
Si bien la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2 permite disminuir los flujos por la línea Crucero – Nueva
Crucero-Encuentro, lo anterior no es suficiente para evitar posibles sobrecargas de la barra 1 de S/E
Crucero. De los resultados, se puede verificar que en aquellos escenarios en que los paños Nueva CruceroEncuentro 1 y 2 inyectan en conjunto con los paños Lagunas 1 y 2, con montos cercanos a los 300 MW y 50
MW respectivamente, no sería posible transferir el paño El Abra por criterio de seguridad N-1. Por
consiguiente, con esta alternativa no se estaría cumpliendo con los estándares de seguridad y calidad de
servicio de la NT (Artículo 3-24).
Por otra parte, esta alternativa no permite desacoplar o disminuir el enmallamiento de la S/E Crucero con el
resto del sistema, por lo que no será considerada dentro de las alternativas factibles, y por ende no se
realizarán mayores análisis al respecto.
Tabla 64: Resumen resultados análisis capacidad de barra S/E Crucero, Alternativa 1, periodo 2018-2020.
Casos críticos
Año
Flujo
Máximo
Barra
(MW)
Tramo
2018
515
T14
2018
470
2019
507
Configuración
El Abra transferido a
barra 1 o 2
Falla
Nueva Crucero
Encuentro 1
Escenario (*)
T14
El Abra transferido a
barra 1 o 2
Nueva Crucero
Encuentro 1
E2-A1-2018
Flujo Nueva Crucero Encuentro – Crucero = 400 MW,
Lagunas Inyectando
T14
El Abra transferido a
barra 1 o 2
Nueva Crucero
Encuentro 1
E3-A1-2019
Flujo Nueva Crucero Encuentro – Crucero = 400 MW,
Lagunas Inyectando
E1-A1-2018
Comentario
Flujo Nueva Crucero Encuentro – Crucero = 400 MW,
Lagunas Inyectando
(*) Los flujos por los paños correspondientes a cada uno de los escenarios críticos se presentan en Sección 9.4.
5.3.2
Alternativa 2: Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Lagunas 1 y 2
En la Tabla 65 se presenta un resumen de los resultados del análisis de capacidad de barras, considerando
la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2 y Lagunas 1 y 2 en la futura subestación Nueva CruceroEncuentro.
Si bien la reubicación de estos paños permite disminuir los flujos por la línea Crucero – Nueva CruceroEncuentro, lo anterior no es suficiente para evitar posibles sobrecargas de la barra 1 de S/E Crucero. De los
resultados, se puede verificar que en aquellos escenarios en que los paños Nueva Crucero-Encuentro 1 y 2
inyectan montos superiores a los 400 MW, no sería posible transferir el paño El Abra por criterio de
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seguridad N-1. Por consiguiente, con esta alternativa no se estaría cumpliendo con los estándares de
seguridad y calidad de servicio de la NT (Artículo 3-24).
Si bien, esta alternativa evaluada permite en alguna medida desacoplar o disminuir el acoplamiento de la S/E
Crucero con el resto del sistema, no es considerada como alternativa factible, ya que del análisis de
capacidad de barras realizado se identifica que con esta alternativa se debe limitar operacionalmente la
transferencia del paño El Abra, y por ende no se realizarán mayores análisis al respecto.
Tabla 65: Resumen resultados análisis capacidad de barra S/E Crucero, Alternativa 2, periodo 2018-2020.
Casos críticos
Año
Flujo
Máximo
Barra
(MW)
Tramo
Configuración
Falla
Escenario (*)
Comentario
2018
565
T14
El Abra transferido
a barra 1 o 2
Nueva Crucero
Encuentro 1
E1-A2-2018
Flujo Nueva Crucero Encuentro – Crucero = 490 MW.
2019
520
T14
El Abra transferido
a barra 1 o 2
Nueva Crucero
Encuentro 1
E2-A2-2019
Flujo Nueva Crucero Encuentro – Crucero = 450 MW.
2020
547
T14
El Abra transferido
a barra 1 o 2
Nueva Crucero
Encuentro 1
E3-A2-2020
Flujo Nueva Crucero Encuentro – Crucero = 410 MW.
(*) Los flujos por los paños correspondientes a cada uno de los escenarios críticos se presentan en Sección 9.4.
5.3.3
Alternativa 3: Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2
En la Tabla 66 se presenta un resumen de los resultados del análisis de capacidad de barras, considerando
la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2 y Laberinto 1 y 2 en la futura subestación Nueva CruceroEncuentro.
De los resultados obtenidos se puede concluir que con la reubicación de estos paños no se generan
problemas de sobrecarga de barras, al menos hasta el año 2020, más aún, los únicos problemas de
sobrecarga detectados se presentan a contar del año 2021 para una configuración específica de operación
de la barra.
Los problemas de sobrecarga anteriormente mencionados, están asociados a los crecimientos de demanda
informados por Quebrada Blanca, Chuquicamata y Radomiro Tomic, proyectados para el periodo 2020-2022;
sin embargo, estos problemas sólo se presentarían ante falla en la línea 2x220 kV Norgener – Crucero,
circuito 2, y el siguiente uso del paño de transferencia:
o
o
o
Caso 1: Paño Lagunas 1 transferido a la barra 2.
Caso 2: Paño Salar transferido a la barra 2.
Caso 3: Paño El Abra transferido a la barra 1.
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Tabla 66: Resumen resultados análisis capacidad de barra S/E Crucero, Alternativa 3, periodo 2018-2022.
Casos críticos
Año
Flujo
Máximo
Barra
(MW)
Tramo
Configuración
Falla
Escenario
(*)
Comentario
2018
367
T26
El Abra transferido a barra 2
Norgener II
E1-A3-2018
Baja generación y alta demanda en barra 2.
2019
410
T26
El Abra transferido a barra 2
Norgener II
E2-A3-2019
Baja generación y alta demanda en barra 2.
2020
399
T26
El Abra transferido a barra 2
Norgener II
E3-A3-2020
Baja generación y alta demanda en barra 2.
2021
468
T26
Lagunas 1 transferido a la barra 2
Norgener II
E4-A3-2021
2021
442
T26
El Abra transferido a la barra 2
Norgener II
E4-A3-2021
2022
525
T26
Salar transferido a la barra 2
Norgener II
E5-A3-2022
2022
517
T26
Lagunas 1 transferido a la barra 2
Norgener II
E5-A3-2022
2022
512
T26
El Abra transferido a la barra 2
Norgener II
E5-A3-2022
Baja generación y alta demanda en barra 2.
Aumentos de demanda de R. Tomic y Q.
Blanca (Paños Lagunas 1 y 2).
(*) Los flujos por los paños correspondientes a cada uno de los escenarios críticos se presentan en Sección 9.4.
Considerando que los problemas de sobrecarga de la barra de S/E Crucero, se generarían sólo a partir de
los crecimientos de demanda de Minera Quebrada Blanca, Radomiro Tomic y Chuquicamata, y para una
condición particular de uso de la barra de transferencia, esta alternativa podría considerarse factible en
términos de la suficiencia de las barras de S/E Crucero.
En términos generales, si se reubican los paños Tocopilla 1 y 2, en conjunto con los paños Laberinto 1 y 2,
bastaría con limitar operacionalmente las transferencias indicadas en los Casos 1 al 3 antes listados, para no
12
tener problemas de suficiencia de las barras de S/E Crucero ante los crecimientos de demanda informados .
En base a lo anterior, se considera que esta alternativa de reubicación de paños es factible en términos de
los análisis de capacidad de barras. Sin embargo, se debe verificar si con esta propuesta la desconexión de
las barras de S/E Crucero debido a una falla no genera efectos negativos sobre el resto del sistema, o bien,
que no se generen desconexiones descontroladas de carga en el sistema debido a ella.
Impacto de una desconexión forzada de Barras de 220 kV de S/E Crucero. Alternativa 3.
Considerando que se realiza la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2, y Laberinto 1 y 2, la desconexión
forzada de las barras de la S/E Crucero traería consigo la desconexión inmediata de las siguientes
instalaciones:








Líneas 1x220 kV Crucero – Lagunas 1 y 2.
Línea 220 kV Crucero – Chuquicamata.
Línea 220 kV Crucero – Salar.
Línea 220 kV Crucero – Radomiro Tomic.
Línea 220 kV Crucero – El Abra.
Línea 2x220 kV Norgener – Crucero.
Línea 220 kV Chacaya – Crucero.
Línea 2x220 kV Crucero – Nueva Crucero-Encuentro.
La desconexión de todas estas instalaciones tiene distintos impactos, según el año en que se evalúa esta
contingencia, lo anterior, debido a los crecimientos de demanda proyectados para Mineras Quebrada Blanca,
Radomiro Tomic y Chuquicamata. Considerando lo anterior, se evalúa el primer año más crítico en el periodo
12
Estas restricciones operacionales pueden no ser necesarias, en función de la demanda real del sistema al momento de requerirse la
transferencia de los paños.
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Versión: Definitivo
2018-2022, que es el año 2020, ya que considera los crecimientos de demanda proyectados para Minera
Quebrada Blanca en la zona norte del SING.
Supuestos:


El escenario crítico de operación utilizado corresponde a una condición típica de despacho -en base
a orden de mérito- con la Central Térmica Tarapacá (CTTAR) fuera de servicio por contingencia o
mantenimiento, y sin generación de centrales ERNC.
Se consideran los siguientes montos de compensación capacitiva para la zona norte:
Tabla 67: Compensación de Reactivos considerada.
N Subestación



Comentario
Lagunas
40
En servicio
2
Lagunas
60
En construcción
3
Cóndores
60
Recomendado crecimientos de demanda Q.Blanca
40
Recomendado crecimientos de demanda Q.Blanca
4 Pozo Almonte

MVAr
1
Demanda proyectada para Quebrada Blanca (QB) y Radomiro Tomic (RT) al año 2020:
 QB: 230 MW en S/E Lagunas y 40 MW en S/E Tarapacá.
 RT: 130 MW en S/E Radomiro Tomic.
EDAC máximo por sub-frecuencia: 560 MW operando al 7° escalón (48,4 Hz).
EDAG máximo por sobre-frecuencia: 350 MW operando con las 3 etapas (51,8 Hz).
Booster en S/E Tocopilla en posición intermedia.
Efecto de contingencia en barras de S/E Crucero
La contingencia en las barras de S/E Crucero, trae consigo la desconexión inmediata de las líneas
mencionadas anteriormente, y con ello los siguientes efectos.
Sobrecargas y bajas de tensión
1) Desconexión líneas 220 kV Crucero – Lagunas 1 y 2. La desconexión simultánea de ambas líneas
trae consigo problemas de estabilidad de tensión en la zona norte y problemas de sobrecarga en la
línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 1 (ver detalle en Sección 9.4). En base a lo anterior,
la contingencia en barras trae como consecuencia posterior la desconexión por sobrecarga de la
línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, luego la desconexión de la línea 2x220 kV Encuentro –
Lagunas, y finalmente, desconexiones de carga de la zona norte del SING debido a problemas de
sub - tensión.
En la Figura 35, se presentan gráficos que permiten evaluar la estabilidad de tensión de la zona
norte del SING, ante la desconexión forzada de las líneas Crucero – Lagunas. En términos
generales, si se considera que la entrada de Quebrada Blanca cumple con los estándares de
seguridad y calidad de servicio de la NT, los niveles de tensión en las barras de 220 kV de la zona
norte del SING debiesen ser superiores a 0,93 pu, post-contingencia simple en alguna de las líneas
1x220 kV Crucero – Lagunas 1 o 2 (figura de la izquierda). Sin embargo, ante la desconexión de
ambas barras de S/E Crucero, y por ende la desconexión de ambas líneas Crucero – Lagunas, los
resultados obtenidos en las simulaciones (figura de la derecha) muestran un problema de estabilidad
de tensión en la zona norte del SING para un escenario típico de operación considerado (sólo
CTTAR fuera de servicio).
En base a lo anterior, el impacto que produciría la desconexión de ambas líneas Crucero – Lagunas
sería la pérdida total o parcial de carga de la zona norte del SING.
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Desconexión forzada línea Crucero – Lagunas 1 o 2.
Colahuasi 220 B2
Cóndores 220
Parinacota 220
Tarapacá 220
Desconexión forzada líneas Crucero – Lagunas 1 y 2.
Lagunas 220
1.1
1.1
1.05
1.05
1
1
0.95
0.95
0.9
0.9
0.85
110.0
130.0
150.0
170.0
190.0
210.0
230.0
250.0
0.85
110.0
270.0
130.0
Colahuasi 220 B2
Cóndores 220
Parinacota 220
Tarapacá 220
150.0
170.0
190.0
210.0
Lagunas 220
230.0
250.0
270.0
Figura 35: Niveles de tensión (pu) en función de la demanda adicional (MW) conectada en S/E Lagunas para
contingencia simple y contingencia doble en barras de S/E Crucero.
2) Desconexión líneas 1x220 kV Crucero – Chuquicamata y Crucero – Salar. La desconexión
simultánea de estas líneas, trae consigo problemas de sobrecarga en las líneas de 110 kV que salen
desde S/E Tocopilla hacia S/E Chuquicamata, y problemas de baja tensión en SS/EE Chuquicamata
y Salar (ver detalle en Sección 9.4).
En la Figura 36 se presenta un gráfico que permite visualizar el impacto que genera la desconexión
de las líneas 1x220 kV Crucero – Chuquicamata y 1x220 kV Crucero – Salar, sobre los niveles de
tensión en SS/EE Chuquicamata y Salar, y sobre las líneas de 110 kV que salen desde S/E Tocopilla
hacia S/E Chuquicamata. En términos generales, se puede observar de los resultados que no es
posible abastecer la totalidad de la demanda de las barras de Chuquicamata y Salar, a través de las
líneas de 110 kV que salen desde Tocopilla, y sólo es posible abastecer de manera segura un 55%
de su carga.
En resumen, se presentan los siguientes problemas según el nivel de carga al que queden
sometidas las líneas de 110 kV:
Tabla 68: Problemas según nivel de carga.
Carga barras Chuquicamata y Salar
Comentario o Problema
Normal 320 MW (Año 2020)
Sobrecarga y baja tensión
245 MW
Límite de estabilidad de tensión
228 MW
Límite por sobrecarga líneas 110 kV
175 MW
Cumplimiento de estándar NT estado de emergencia
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V. Crucero (pu)
V. Salar (pu)
1.050
1.000
Sobrecarga
líneas de 110
kV
0.950
0.900
0.850
0.800
0.750
Zona Crítica
Cumplimiento
NTSyCS
0.700
0.650
0.600
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
Figura 36: Niveles de tensión (pu) en función de la Demanda de Chuquicamata y Salar (MW) ante la desconexión
de las líneas de 220 kV Crucero – Chuquicamata y Crucero - Salar.
En base a lo anterior, el impacto que traería consigo la desconexión de las líneas 1x220 kV Crucero
– Chuquicamata y Crucero – Salar, sería la pérdida total o parcial (al menos un 45%) de la carga
conectada en las SS/EE Chuquicamata y Salar.
3) Desconexión líneas en 110 kV entre S/E Tocopilla y Chuquicamata. Ante una eventual desconexión
simultánea de las líneas de 110 kV Tocopilla – Chuquicamata, no habría problemas de suficiencia de
las línea 2x220 kV Tocopilla – Nueva Crucero-Encuentro, por los siguientes motivos:
• La capacidad térmica de cada circuito de 220 kV es de 420 MW (levantando actual limitación
por TTCC), lo que totaliza una capacidad de transporte máximo post-contingencia de 840
MW por ambos circuitos, condición suficiente para que no se genere la desconexión total de
generación en la S/E Tocopilla.
• En caso de estar despachada la totalidad de la generación de base y punta en la S/E
Tocopilla, habría operación de EDAG por sobre-frecuencia y/o contingencia específica
instalados en centrales de esta misma subestación, lo que permitiría relajar el uso de la línea
2x220 kV Tocopilla – Nueva Crucero-Encuentro. Sin embargo, esta condición es algo
ajustada por lo que más adelante se hace una recomendación que evitaría completamente
esta condición.
4) Desconexión de otras instalaciones:

Línea 1x220 kV Crucero – Radomiro Tomic: Desconexión neta de demanda con un monto
máximo de 150 MW, considerando demanda informada para este consumo al año 2020.

Línea 1x220 kV Crucero – El Abra: Desconexión neta de demanda con un monto máximo de 100
MW, considerando demanda informada para este consumo al año 2020.

Línea 2x220 kV Norgener – Crucero: Desconexión neta de generación con un monto máximo de
250 MW, con ambas unidades de Norgener generando.
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
Línea 1x220 kV Chacaya – Crucero: No genera sobrecargas en otras instalaciones ni problemas
de baja tensión en el resto del sistema, ya que las líneas que salen desde S/E Chacaya hacia
Laberinto, El Cobre y Mejillones, permiten el cumplimiento del criterio de seguridad N-1.

Línea 2x220 kV Crucero – Nueva Crucero-Encuentro: La desconexión de esta línea en conjunto
con la línea Chacaya – Crucero, desvincula la S/E Crucero del resto del sistema. Sin embargo, la
pérdida de carga o generación asociada a esta contingencia va a estar dada, en primera
instancia, por las pérdidas netas de demanda o generación radial conectada en S/E Crucero
(Norgener, RT, El Abra), y en segunda instancia, por las pérdidas de demanda que se podrían
desencadenar en la Zona Norte y Chuquicamata, asociado a que sus respaldos desde SS/EE
Encuentro y Tocopilla, respectivamente, no sean capaces de abastecer la totalidad de la
demanda por sí solos.
Pérdida de carga y operación de EDAC y EDAG
En la Tabla 69 se presenta un resumen del impacto que podría generarse frente a la desconexión forzada de
los paños de S/E Crucero, considerando la alternativa 3 de reubicación de paños propuesta.
Tabla 69: Impacto ante la contingencia en barras de S/E Crucero. Alternativa 3, año 2020.
Pérdida de carga estimada
Subestación
El Abra
Rango (%) Potencia (MW)
100
100
Radomiro Tomic
100
150
Chuquicamata y Salar
50-100
160-320
Zona Norte
20-100
140-670
Total
-
550 - 1240
Pérdida de generación estimada
Subestación
Norgener
Rango (%) Potencia (MW)
100
250
Esquemas EDAC y EDAG instalados
EDAC sub-frecuencia: 560 MW (7° escalón)
EDAG sobre-frecuencia: 350 MW (3° etapa)
Conclusiones Específicas
De los resultados obtenidos, se puede concluir lo siguiente:

En términos de operación de EDAC, en ningún caso sería necesaria la operación de estos
esquemas, ya que habría una desconexión neta de demanda superior a la desconexión de
generación. Sin embargo, una incorrecta operación de los esquemas EDAG por contingencia
específica en S/E Tocopilla, ante la desconexión simultánea de las líneas 110 kV Tocopilla –
Chuquicamata, podría ser riesgosa debido a una probable desconexión completa de la Central
Tocopilla ante una eventual sobrecarga de las líneas de 220 kV Tocopilla – Nueva CruceroEncuentro.

En términos de operación de EDAG, si se considera un escenario de operación donde una o ambas
unidades de Norgener están fuera de servicio, se podría alcanzar, en el mejor de los casos, a la
operación del último escalón del EDAG, desconectando un total de 350 MW de generación. Sin
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embargo, el rechazo de carga podría ser superior, y dicho monto estaría sujeto a la operación de las
protecciones de baja tensión de la zona norte y Chuquicamata, por lo que esta contingencia se
podría propagar al resto del sistema.

En términos de la Energía No Suministrada (ENS) que podría desencadenarse por esta
contingencia, los montos de pérdida de carga podrían ir desde los 550 MW a los 1250 MW, en el
caso que se pierda por completo el suministro de la zona norte y Chuquicamata. La duración del
evento permitiría determinar la ENS total.
Conclusión General

5.3.4
Además de la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2 y Laberinto 1 y 2 en la futura S/E Nueva
Crucero-Encuentro, se recomienda por una parte, el traslado de ambos paños Lagunas 1 y 2 a esta
nueva S/E, por tratarse de instalaciones troncales cuya desconexión simultánea pone en riesgo la
seguridad de suministro de clientes regulados, y por otra parte, el traslado del paño Chuquicamata o
del paño Salar.
Alternativa 4: Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2 y Lagunas 1 y 2
En la Tabla 70 se presenta un resumen de los resultados del análisis de capacidad de barras, considerando
la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2 y Lagunas 1 y 2 en la futura subestación Nueva
Crucero-Encuentro.
De los resultados obtenidos se puede concluir que con la reubicación de estos paños no se generan
problemas de sobrecarga en barras al menos hasta el año 2022, incluso considerando los crecimientos de
demanda informados para RT y Chuquicamata.
Tabla 70: Resumen resultados análisis capacidad de barras S/E Crucero, Alternativa 4, periodo 2018-2022.
Casos críticos
Año
Flujo
Máximo
Barra
(MW)
Tramo
Configuración
Falla
Escenario
2018
323
T26
El Abra transferido a barra 2
Salar
E1-A4-2018
Baja generación y alta demanda en barra 2.
Nueva Crucero
El Abra transferido a barra 1 o 2
E2-A4-2018
Encuentro I
Inyección conjunta de Norgener y Encuentro
en extremo de barra
2018
309
T14
2019
391
T26
El Abra transferido a barra 2
Salar
Comentario
E3-A4-2019
Baja generación y alta demanda en barra 2.
Nueva Crucero
El Abra transferido a barra 1 o 2
E4-A4-2020
Encuentro I
El Abra transferido a barra 2
Salar
E5-A4-2021
Inyección conjunta de Norgener y Encuentro
en extremo de barra
Baja generación y alta demanda en barra 2.
2020
353
T14
2021
359
T26
2022
423
T26
Salar transferido a barra 2
Norgener II
E6-A4-2022
Baja generación y alta demanda en barra 2.
2022
409
T26
El Abra transferido a barra 2
Norgener II
E6-A4-2022
Baja generación y alta demanda en barra 2.
(*) Los flujos por los paños correspondientes a cada uno de los escenarios críticos se presentan en Sección 9.4.
En base a lo anterior, esta alternativa de reubicación de paños es factible en términos de los análisis de
capacidad de barras, ya que evita la ampliación de las barras de S/E Crucero por suficiencia. Sin embargo,
en lo que se refiere al análisis de contingencia de la S/E Crucero, esta alternativa aún es riesgosa en
términos de seguridad de sistema según los resultados presentados en la siguiente Sección.
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Impacto de una desconexión forzada de Barras de S/E Crucero. Alternativa 4.
Considerando que se realiza la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2, y Lagunas 1 y 2, la
desconexión forzada de las barras de la S/E Crucero traería consigo la desconexión inmediata de las
siguientes instalaciones:







Línea 220 kV Crucero – Chuquicamata.
Línea 220 kV Crucero – Salar.
Línea 220 kV Crucero – Radomiro Tomic.
Línea 220 kV Crucero – El Abra.
Línea 2x220 kV Norgener – Crucero.
Línea 220 kV Chacaya – Crucero.
Línea 2x220 kV Crucero – Nueva Crucero-Encuentro.
En general, la desconexión de todas estas instalaciones tiene los mismos impactos que fueron analizados en
la Sección 5.3.3, pero en esta nueva alternativa evaluada las contingencias en S/E Crucero no afectan la
seguridad de suministro de la zona norte del SING, por lo que su impacto esperado resulta menor que en el
caso anterior.
1) Desconexión líneas 1x220 kV Crucero – Chuquicamata y Crucero – Salar. Según lo analizado en la
Sección 5.3.3, la desconexión simultánea de estas líneas, trae consigo problemas de sobrecarga en
las líneas de 110 kV que salen desde Tocopilla hacia Chuquicamata, y de baja tensión en SS/EE
Chuquicamata y Salar.
Adicionalmente, de los análisis se concluye que no es posible abastecer la totalidad de la demanda
de las barras de Chuquicamata y Salar a través de las líneas de 110 kV que salen desde Tocopilla, y
sólo es posible abastecer de manera segura un 40% de su carga proyectada al año 2022.
Tabla 71: Comentario o Problema detectado.
Carga barras Chuquicamata y Salar
Comentario o Problema Detectado
Normal 400 MW (Año 2022)
Sobrecarga y baja tensión
245 MW
Límite de estabilidad de tensión
228 MW
Límite por sobrecarga líneas 110 kV
175 MW
Cumplimiento de estándar NTSyCS estado de emergencia
Por consiguiente, el impacto que trae consigo la desconexión de las líneas 1x220 kV Crucero –
Chuquicamata y Crucero – Salar es la pérdida total o parcial (al menos un 60%) de la carga
conectada en las SS/EE Chuquicamata y Salar, incluidos clientes regulados.
2) Líneas en 110 kV entre S/E Tocopilla y Chuquicamata: De acuerdo con los análisis realizados en la
Sección 5.3.3, con una eventual desconexión simultánea de las líneas de 110 kV Tocopilla –
13
Chuquicamata, en un escenario típico de despacho, no habría problemas de suficiencia de la línea
2x220 kV Tocopilla – Nueva Crucero-Encuentro, sin embargo, en caso de estar despachada la
totalidad de la generación de base y punta en la S/E Tocopilla, la condición de operación de las
líneas de 220 kV que salen desde S/E Tocopilla podría ser bastante ajustada, y por lo tanto riesgosa
para la operación del sistema.
Por consiguiente, la recomendación final de reubicación de paños de S/E Crucero apuntará a evitar
la desconexión por sobrecarga simultánea de las líneas de 110 kV que salen desde S/E Tocopilla.
13
Sujeto a que se levanten las limitaciones impuestas por los transformadores de corriente.
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Tabla 72: Capacidad de Líneas de 220 kV Tocopilla – Crucero.
Instalación
Capacidad Térmica
(MVA)
Limitación por TTCC
(MVA)
Línea 220 kV Tocopilla - Crucero, c1
419
365
Línea 220 kV Tocopilla - Crucero, c2
419
365
Tabla 73: Generación instalada en S/E Tocopilla.
Central Tocopilla
Unidad P (MW) Unidad P (MW)
U10
37
U16
350
U11
37
TG1
17
U12
75
TG2
17
U13
75
TG3
38
U14
122
Total
884
U15
116
3) Desconexión de otras instalaciones:
De acuerdo con los análisis realizados en la Sección 5.3.3, la desconexión de las otras instalaciones
asociadas a esta contingencia, sólo genera pérdida de consumo y generación radial correspondiente
a Radomiro Tomic y El Abra, y la generación de Norgener.
Finalmente, en la Tabla 74 se presenta un resumen del impacto estimado que podría generarse con la
desconexión forzada de los paños de S/E Crucero, considerando la Alternativa 4 de reubicación de paños
propuesta. Aquí se observa, que según el nivel de desconexión de carga de Chuquicamata y el nivel de
generación de Norgener, el impacto ante la contingencia evaluada podría significar un rechazo de carga de
hasta 700 MW, lo que podría ser crítico para la operación del sistema, y desencadenar una desconexión
descontrolada de carga y generación.
Tabla 74: Impacto ante la contingencia en barras de S/E Crucero. Alternativa 4, año 2022.
Pérdida de carga estimada
Subestación
Rango (%) Potencia (MW)
El Abra
100
100
Radomiro Tomic
100
200
Chuquicamata y Salar
40-100
160-400
Total
-
460 - 700
Pérdida de generación estimada
Subestación
Norgener
Rango (%) Potencia (MW)
100
250
Esquemas EDAC y EDAG instalados
EDAC sub-frecuencia: 560 MW (7° escalón)
EDAG sobre-frecuencia: 350 MW (3° etapa)
Conclusión
Se recomienda la reubicación del paño Chuquicamata en la futura S/E Nueva Crucero-Encuentro,
adicionalmente a los paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2 y Lagunas 1 y 2.
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5.3.5
Alternativa 5: Reubicación paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2, Lagunas 1 y 2 y
Chuquicamata
En la Tabla 75 se presenta un resumen de los resultados del análisis de capacidad de barras, considerando
la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1 y 2, Lagunas 1 y 2 y Chuquicamata en la futura
subestación Nueva Crucero-Encuentro.
De los resultados obtenidos, se concluye que con la reubicación de estos paños no se generan problemas de
sobrecarga en barras, al menos hasta el año 2022, incluso considerando los crecimientos de demanda
informados para Radomiro Tomic y Chuquicamata.
Tabla 75: Resumen resultados análisis capacidad de barras S/E Crucero, Alternativa 5, periodo 2018-2022.
Casos críticos
Año
Flujo
Máximo
Barra
(MW)
Tramo
Configuración
Falla
Escenario
Comentario
2018
308
T17
R.Tomic transferido a la barra 1
Norgener I
E1-A5-2018
Baja generación y alta demanda barra 1
2018
344
T17
R.Tomic transferido a la barra 1
Norgener I
E2-A5-2018
Baja generación y alta demanda barra 1
2020
325
T17
R.Tomic transferido a la barra 1
Norgener I
E3-A5-2020
Baja generación y alta demanda barra 1
2021
336
T17
R.Tomic transferido a la barra 1
Norgener I
E4-A5-2021
Baja generación y alta demanda barra 1
2022
413
T17
R.Tomic transferido a la barra 1
Norgener I
E5-A5-2022
Baja generación y alta demanda barra 1
(*) Los flujos por los paños correspondientes a cada uno de los escenarios críticos se presentan en Sección 9.4.
En base a lo anterior, esta alternativa de reubicación de paños evita futuros problemas de capacidad de
barras en S/E Crucero, y por consiguiente evita intervenir la subestación para realizar una ampliación por
suficiencia.
Impacto de una desconexión forzada de Barras de S/E Crucero. Alternativa 5.
Considerando la reubicación de los paños propuesta, la desconexión forzada de las barras de la S/E Crucero
traería consigo la desconexión de las siguientes instalaciones:






Línea 220 kV Crucero – Salar.
Línea 220 kV Crucero – Radomiro Tomic.
Línea 220 kV Crucero – El Abra.
Línea 2x220 kV Norgener – Crucero.
Línea 220 kV Chacaya – Crucero.
Línea 2x220 kV Crucero – Nueva Crucero-Encuentro.
Para analizar el impacto de la desconexión forzada de la S/E Crucero se considera el último año del
horizonte bajo el cual se realizaron los estudios eléctricos, esto es, el año 2022.
Supuestos:


Escenario típico de despacho en base a orden de mérito (ver detalle en Sección 9.4).
Se consideran los siguientes montos de compensación capacitiva para la zona norte:
Tabla 76: Compensación de Reactivos considerada.
N Subestación
MVAr
Comentario
1
Lagunas
40
En servicio
2
Lagunas
60
En construcción
3
Cóndores
60
Recomendado crecimientos de demanda Q.Blanca
40
Recomendado crecimientos de demanda Q.Blanca
4 Pozo Almonte
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



Demanda proyectada para QB y RT al año 2022:
 QB: 280 MW en S/E Lagunas y 40 MW en S/E Tarapacá.
 RT: 200 MW en S/E Radomiro Tomic.
EDAC máximo por sub-frecuencia: 560 MW operando al 7° escalón (48,4 Hz).
EDAG máximo por sobre-frecuencia: 350 MW operando con las 3 etapas (51,8 Hz).
Booster en S/E Tocopilla en posición intermedia.
Resultados:



Los resultados de flujos de potencia se presentan en la Sección 9.4.
De los resultados se puede verificar que con la contingencia evaluada en S/E Crucero no se generan
problemas de sobrecarga en otras instalaciones, por cuanto se concluye que con esta Alternativa de
reubicación de paños, dicha contingencia no se propaga al resto del sistema, a nivel de sobrecarga
en líneas.
El impacto sistémico asociado a la contingencia en barras de S/E Crucero, sólo conlleva la
desconexión de generación y consumos radiales conectados a esta subestación, correspondientes a
la central Norgener y a los consumos de El Abra y Radomiro Tomic, respectivamente. Cabe señalar,
que en la actualidad, tanto la generación de la central Norgener como los consumos de El Abra y
Radomiro Tomic, se encuentran conectados de manera radial a S/E Crucero, por lo tanto la
reconfiguración de paños propuesta, no afecta o disminuye su actual estándar de seguridad.
Finalmente, en la Tabla 77 se presenta un resumen del impacto estimado que podría generarse con la
desconexión forzada de los paños de S/E Crucero, considerando la Alternativa 5 de reubicación de paños
propuesta. A partir de este resumen, se observa que el impacto ante la contingencia evaluada podría
significar un rechazo de carga máximo de hasta 300 MW en conjunto con una pérdida de generación de 250
MW, resultando una desconexión neta de 50 MW de demanda, perturbación que puede controlarse con los
actuales esquemas de control, y por lo tanto esta alternativa permite desacoplar la confiabilidad de S/E
Crucero, de la seguridad de suministro del resto del SING, cumpliendo con los dos objetivos planteados para
este análisis.
Tabla 77: Impacto estimado ante la contingencia en barras de S/E Crucero. Alternativa 5, año 2022.
Pérdida de carga estimada
Subestación
Rango (%) Potencia (MW)
El Abra
100
100
Radomiro Tomic
100
200
Total
-
300
Pérdida de generación estimada
Subestación
Norgener
Rango (%) Potencia (MW)
100
250
Esquemas EDAC y EDAG instalados
EDAC sub-frecuencia: 560 MW (7° escalón)
EDAG sobre-frecuencia: 350 MW (3° etapa)
Cabe destacar, que esta alternativa de expansión recomendada considera los crecimientos de demanda
informados por Quebrada Blanca, Radomiro Tomic, Chuquicamata y los consumos regulados que afectan
directamente los análisis y las recomendaciones.
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5.3.6
Crecimientos de demanda proyectados El Abra, año 2023.
Si bien los análisis considerados para elaborar la recomendación de reubicación de paños de S/E Crucero
tuvieron un alcance temporal hasta el año 2022, no se perdió de vista los escenarios futuros que podrían
afectarlos.
En efecto, para ello se realiza una evaluación en términos de capacidad de barras, sobre el impacto que
podía tener la incorporación en los análisis de los crecimientos de demanda informados por Minera El Abra
para el año 2023, donde los principales resultados y recomendaciones futuras son las siguientes:



5.3.7
Es factible que la demanda de Minera El Abra aumente desde 100 MW (condición actual) a 300 MW,
sin necesidad de ampliar las barras de S/E Crucero, pero con una limitación operacional de no
permitir la transferencia del paño de Radomiro Tomic a la barra 1 de S/E Crucero, o el paño de El
Abra a la barra 2 de esta S/E. En otras palabras, bajo esta condición de demanda del año 2023,
Radomiro Tomic y El Abra deberían mantenerse conectados en distintas secciones de barra.
Si la demanda de Minera El Abra supera los 300 MW, y se mantiene conectada de manera radial en
S/E Crucero, sería necesario aumentar la capacidad de las barras de esta S/E. Lo anterior no
debiera ser complejo, toda vez que al año 2023, cuando se conecte la nueva demanda de Minera El
Abra, se debería haber logrado mitigar el impacto de las fallas en S/E Crucero sobre el sistema,
mediante la reubicación de paños propuesta.
Si los crecimientos de demanda de Minera El Abra superan los 300 MW, y se considera la
construcción de una nueva línea, se debe evaluar el impacto sobre la capacidad de barras de S/E
Crucero, el cual dependerá del punto de conexión de esta nueva línea.
Conclusiones Generales y Recomendaciones

De las alternativas evaluadas, se recomienda la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2, Laberinto 1
y 2, Lagunas 1 y 2 y Chuquicamata (Alternativa 5) de S/E Crucero en la futura subestación
seccionadora Nueva Crucero-Encuentro, ya que dicha alternativa permite eliminar problemas de
capacidad de barras de S/E Crucero, evitando intervenir dicha subestación para realizar trabajos de
aumento de capacidad, y además permite mitigar el impacto a nivel sistémico de las contingencias
en S/E Crucero, evitando una desconexión descontrolada de carga, incluso ante la desconexión de
todos los paños de esta S/E.

Se recomienda que los trabajos necesarios para la materialización de la obra propuesta sean
desarrollados a la brevedad posible, es decir, se recomienda su construcción condicionada a la
adjudicación de la nueva S/E Crucero-Encuentro. Asimismo, se recomienda que el adjudicatario de
la nueva S/E Crucero-Encuentro desarrolle todas las obras propuestas como obras de ampliación, de
tal manera que una vez puesta en servicio la S/E se programen las maniobras necesarias para llevar
a cabo los puentes o conexiones menores necesarios para transferir los paños de línea desde la S/E
Crucero a esta nueva S/E en el más breve plazo posible.

Si bien los análisis son realizados con foco en el periodo 2018-2022, que corresponde al periodo
donde técnicamente es factible tener en servicio las soluciones propuestas, se debe tener presente
que la necesidad de reubicación de paños de S/E Crucero no es sólo futura, sino necesaria en el
corto plazo. De todas formas, se realizaron análisis hasta el año 2022 con el fin de verificar de la
mejor manera posible, que las alternativas de solución recomendadas tienen un alcance de largo
plazo.
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
5.4
Cabe destacar, que los análisis consideran en su totalidad los crecimientos de demanda informados
por Quebrada Blanca, Radomiro Tomic, Chuquicamata, consumos regulados, y otros que afectan
directamente los análisis. Sin embargo, para el caso de los crecimientos de demanda informados por
Minera El Abra para el año 2023, la solución recomendada permite los crecimientos de demanda en
este paño hasta los 300 MW (de los 400 MW informados), sin embargo, sobre esos valores de
demanda se debe analizar la necesidad de ampliar las barras o utilizar otro punto de conexión para
los nuevos consumos de esta Compañía Minera.
EVALUACIÓN ECONÓMICA DE ALTERNATIVA PROPUESTA
5.4.1
Valorización de obras
De acuerdo con lo indicado en la sección anterior, se recomienda la reubicación de los paños Tocopilla 1 y 2,
Laberinto 1 y 2, Lagunas 1 y 2 y Chuquicamata, en la futura subestación seccionadora Nueva CruceroEncuentro. A continuación, se presenta una valorización referencial de las obras necesarias para materializar
la propuesta de obras, que son básicamente la construcción de paños de línea en la nueva S/E, tramos de
línea para realizar los seccionamientos y desvíos necesarios, y el desmontaje de los paños que se liberan en
S/E Crucero.
Tabla 78: Valorización de obras reubicación de paños S/E Crucero.
VI
N
5.4.2
1
Reubicación de paños S/E Crucero
Construcción de 7 paños en S/E Nueva Crucero Encuentro,
configuración interruptor y medio (3 diagonales y media)
2
Año
AVI
COMA
VATT
(MMUSD) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD)
2018
20
2,045
0,4
2,445
Obras de desvío de líneas
2018
4,42
0,446
0,088
0,534
Total
2018
24,42
2,98
Estadística de fallas
Según lo indicado al inicio de esta sección, existe estadística de fallas asociadas con S/E Crucero relevantes
para el análisis de integridad y seguridad del sistema, la que se presenta con un nivel mayor de detalle en la
siguiente tabla:
Tabla 79: Estadística de fallas que involucran a S/E Crucero, período 2002-2014.
Fecha y
hora
evento
03/07/200
2 10:23
24/07/200
3 13:23
Descripción
Evento
Pérdida de Barra N°1 por operación
de protección de sobretensión
Instalación Fallada
Barra 1 220 kV
S/E Crucero
Frecuencia
Sistema
(HZ)
Pérdida
Generación
(MW)
52,04
537
Fecha y hora
normalización
03/07/2002
15:00
Barra 2 220 kV
S/E Crucero
50,65
213
24/07/2003
15:23
Barras 1 y 2 220 kV
S/E Crucero
51,74
1150
12/09/2005
05:00
19/06/201
1 07:48
Pérdida de Barra N°2 por operación
de protección 50BF
Pérdidas de Barra N°1 y N°2 por
operación en tiempo de respaldo ante
falla no despejada en tiempo
Corte de cable de guardia entre
estructuras Nº233 Y Nº234
Línea 220 kV
Crucero - Salar
50,00
953,5
19/06/2011
10:10
19/06/201
1 10:10
Cable guardia cortado en vano de
estructuras Nº 233 y 234
Línea 220 kV
Crucero - Salar
51,30
209,8
19/06/2011
10:43
02/07/201
4 11:45
Desconexión total de paños de S/E
Crucero
Barra 1 220 kV
S/E Crucero
50,53
1727
03/07/2014
06:40
11/09/200
5 21:49
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Tabla 80: Resumen de fallas relevantes que involucran a S/E Crucero, período 2002-2014.
5.4.3
Evento
Falla
SING
Fecha
Potencia
desconectada
(MW)
Tiempo
desconexión
(horas)
ENS
(GWh)
Fallas/Año
ENS
estimada
anual (GWh)
1
Apagón parcial
03/07/2002
594
4
2,38
0,08
0,18
2
Falla
24/07/2003
130
2
0,26
0,08
0,02
3
Apagón total
11/09/2005
930
7
6,51
0,08
0,50
4
Apagón parcial
09/06/2014
950
1
0,95
0,08
0,07
4
Apagón parcial
09/06/2014
500
3
1,50
0,08
0,12
5
Apagón total
02/07/2014
1633
2
3,27
0,08
0,25
5
Apagón total
02/07/2014
1300
4
5,20
0,08
0,40
5
Apagón total
02/07/2014
700
4
2,80
0,08
0,22
5
Apagón Total
02/07/2014
200
Total
9
1,80
0,08
0,14
1,90
Costo de Falla de Corta Duración (CFCD)
El costo de falla de corta duración utilizado corresponde al vigente en la última actualización de la NT del año
2014 para el SING, y corresponde a 14738 (USD/MWh).
5.4.4
Evaluación Económica
Considerando una ENS estimada anual de 1,90 GWh, se estima un costo anual por falla de corta duración de
28 MMUSD, lo que arroja un VAN del proyecto evaluado en 5 años de alrededor de 98 MMUSD.
Tabla 81: Evaluación económica del proyecto recomendado de reubicación de paños de S/E Crucero.
Evaluación económica. Flujo de caja en MMUSD
Año
2018
2019
2020
2021
2022
Ahorro en costo de falla de corta duración
27,96
27,96
27,96
27,96
27,96
Valor anual de transmisión troncal (VATT)
-2,98
-2,98
-2,98
-2,98
-2,98
Flujo neto
24,98
24,98
24,98
24,98
24,98
VAN (tasa 10%)
94,70
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6. PLANES DE OBRAS Y EVALUACIONES ECONÓMICAS
Para cada una de las líneas del Sistema de Transmisión que requieren aumentos de capacidad según lo
indicado en los capítulos anteriores, se analizan alternativas de obras de transmisión orientadas a satisfacer
dichos requerimientos. Cada una de las alternativas analizadas es evaluada técnicamente y contrastada con
la situación sin proyecto, con el objeto de determinar los ahorros en el costo de operación y falla del sistema.
Para la evaluación económica se considera, como beneficio para cada una de las alternativas planteadas, el
ahorro en el Costo de Operación y Falla respecto a la situación sin proyecto, y como costo, el valor presente
a enero de 2015 de la Anualidad del Valor de Inversión.
La tasa de descuento utilizada corresponde a un 10% real anual.
El Valor de Inversión utilizado para la evaluación, corresponde a la valorización referencial realizada por el
Departamento de Planificación del CDEC-SING, preparada a partir de valores referenciales obtenidos desde
Decretos de Expansión de la CNE, Anexos del Estudio de Transmisión Troncal, Estudios encargados por el
CDEC-SING con motivo de la Revisión Anual del Estudio de Transmisión Troncal y precios de lista de
equipos y componentes.
6.1
OBRAS DE TRANSMISIÓN COMUNES A TODOS LOS ESCENARIOS EVALUADOS
Si bien existen obras de transmisión que son sólo necesarias bajo algunos escenarios de expansión, a su
vez existen obras de transmisión que resultan comunes a todos los escenarios considerados, y que permiten
levantar restricciones en el sistema de transmisión o mejorar la seguridad de suministro de algunas zonas del
SING.
Las obras de transmisión comunes que permiten levantar las restricciones de transmisión identificadas en la
Sección 4, se presentan en la Tabla 82.
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Tabla 82: Obras de transmisión comunes para todos los escenarios necesarios por análisis de flujos de
potencia. Obras necesarias técnicamente.
VI Ref.
VAT
N
Obra de Transmisión
Estado
Cap.
(MVA)
Año
PES
1
2
Nueva Línea 2X220 kV Kapatur- O'Higgins, circuito 1
Nueva Línea 2X220 kV Kapatur- O'Higgins, circuito 2
Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte,
circuito 1
Construcción
Construcción
840
840
2016
2016
Miles USD
27,194
3,287
14,059
1,699
Evaluar
180
2017
13,780
1,665
3
Comentario
Kelar y Crecimiento de demanda MEL (OGP1)
Crecimientos de demanda MEL (EWS)
Levanta restricción del tramo Tarapacá Lagunas
Limitan líneas al 40% de su capacidad. Entrada
de centrales en S/E Enlace y Crecimientos
demanda Minera Escondida.
4
Cambio TTCC Líneas 2x220 kV Crucero – Laberinto
1y2
Evaluar
300
2017
672
82
5
Nueva Línea entre S/E Nueva Tarapacá y Lagunas
Nueva S/E seccionadora en Línea TarapacáLagunas
Evaluar
254
2017
28,813
3,497
6
Reubicación de paños S/E Crucero en S/E Nueva
Crucero Encuentro.
Evaluada
NA
2018
24,418
2,985
Compensación Capacitiva S/E Radomiro Tomic
Cambios de TTCC Líneas 220 kV Encuentro - El
Tesoro y El Tesoro – Esperanza
Nueva Línea 2x220 kV El Cobre – Esperanza,
circuito1
Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko,
circuito 1
Reubicación Bombeos Línea 220 kV O’Higgins –
Palestina – Domeyko en líneas paralelas.
Recomendada
120
2018
2,958
362
Evitar ampliación de barras S/E Crucero y
aumento seguridad de suministro del SING por
fallas en S/E Crucero. Reubicación 7 paños.
Crecimiento de demanda R.Tomic
Evaluar
300
2018
401
49
Crecimientos de demanda Minera Esperanza
Evaluar
290
2018
24,550
2,967
Evaluar
365
2019
34,144
4,127
Evaluar
-
2019
-
-
Nueva Línea 1x220 kV Kapatur - Cochrane
Evaluar
700
2019
7,452
901
Conexión de generación en Enlace (Sobre 700
MW). KELAR+IEM.
Evaluar
60
2020
6,454
789
Crecimiento de demanda Quebrada Blanca
Recomendada
2020
-
-
Crecimiento de demanda Quebrada Blanca
2016
2,000
245
Evaluada
Evaluada
60
152
305
150
150
2016
2016
3,000
6,500
363
795
Evaluada
150
2017
11,000
1,345
Evaluada
180
2019
47,591
5,752
Recomendada
40
2021
-
-
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Compensación serie Líneas 220 kV Encuentro –
Lagunas 1 y 2.
Compensación Capacitiva S/E Cóndores
Cambio de TTCC Líneas 110 kV Capricornio –
Antofagasta y Antofagasta – Alto Norte.
Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta – Esmeralda
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E Capricornio
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra y
seccionamiento Línea 220 kV O’Higgins – Coloso.
Nueva Línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota,
circuito 1
Compensación Capacitiva S/E Pozo Almonte y
Parinacota
Evaluada
Levanta restricción del tramo Tarapacá Lagunas
Crecimientos de demanda de Minera Zaldívar
Seguridad de suministro ciudades zona sur del
SING, Antofagasta, Antofagasta, La Negra y Alto
Norte.
Seguridad de suministro zona norte del SING,
Arica, Iquique y Pozo Almonte
Calidad de suministro zona norte del SING
Arica, Iquique y Pozo Almonte
Obras para levantar restricciones operativas. Evaluación económica por ahorro en costos de operación.
Obras para mejorar seguridad de suministro. Evaluación económica por ahorro en costos por ENS de corta duración.
Obras para cumplir estándares de calidad de la NTSyCS. Excluidas de evaluación económica.
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6.2
CRITERIOS PARA REALIZAR LAS EVALUACIONES ECONÓMICAS
Con el fin de determinar la conveniencia económica de las obras de transmisión propuestas en la sección
anterior, se realizan simulaciones de la operación del sistema eléctrico y se comparan los costos totales de
inversión, operación y falla, entre las condiciones con y sin proyecto.
Cabe destacar, que no todas las obras de transmisión propuestas pueden ser evaluadas a través de la
metodología anterior, pues no en todos los casos un proyecto permite levantar restricciones operativas del
sistema, sino que en algunos casos solo permite aumentar la seguridad de suministro o mejorar la calidad de
servicio. En otras palabras, sólo algunas de las obras de transmisión propuestas permiten disminuir los
costos de operación y falla de larga duración del sistema. Existen otras obras propuestas, cuya principal
utilidad se observa ante fallas de corta duración, por ende su evaluación económica debe reflejar el costo de
falla de corta duración. Asimismo, existen obras dentro de las propuestas, que sólo son necesarias para el
cumplimiento de los estándares de calidad y seguridad que exige la NT, por ejemplo, la instalación de
bancos de compensación para mejorar factor de potencia o perfiles de tensión, la normalización de tap-off
mediante seccionamiento de líneas, o normalización de la configuración de algunas subestaciones
(Agregando barras de transferencia o interruptores seccionadores).
En base a lo anterior, las obras de transmisión propuestas se clasifican en términos de su objetivo final, de la
siguiente forma:
1. Obras de transmisión que permiten levantar congestiones y/o restricciones operativas en el sistema
(Evaluación de sobrecostos de operación).
2. Obras que permiten mejorar la seguridad de suministro (Evaluación ENS de corta duración).
3. Obras que permiten mejorar la calidad de servicio, necesarias para el cumplimiento de la NT.
En el caso de las obras tipo 1, se deben identificar claramente las restricciones operativas que permiten
levantar en el sistema, y una vez conocidas dichas restricciones se procede a la evaluación económica de
dichas alternativas de expansión, considerando los ahorros en costo de operación y falla de larga duración
que dicho proyecto genera, así como el Valor de Inversión asociado a la alternativa técnica.
Para el caso de las obras tipo 2, se debe identificar las pérdidas estimadas de suministro que permiten evitar
estas obras por concepto de falla de corta duración. Una vez estimada la ENS esperada se procede a la
evaluación económica de dichas alternativas de expansión, considerando los ahorros en costo de falla de
corta duración que dicho proyecto genera, así como el Valor de Inversión asociado a la alternativa técnica.
Finalmente, las obras tipo 3 no serán evaluadas económicamente, ya que en general los cumplimiento de
los estándares de calidad y servicio de la NTSyCS deben cumplirse como mínimo, y por lo tanto estas obras
no quedarían sujetas a evaluación.
Cabe destacar, que la evaluación económica para las obras de transmisión comunes se desarrolla
considerando los supuestos del Escenario Base, ya que en general los otros Escenarios son más exigentes
para la red de transmisión que la condición base, por lo que las obras derivadas del escenario base serán las
mínimas necesarias para el correcto desempeño del sistema en los otros escenarios.
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6.3
ESCENARIO BASE: EVALUACIÓN ECONÓMICA OBRAS DE TRANSMISIÓN COMUNES
6.3.1
Líneas de Inyección 220 kV Kapatur – O’Higgins 1 y 2
De acuerdo a los análisis presentados en la Sección 4.3.1, se identifica la necesidad técnica de la
construcción de los proyectos:


Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - O’Higgins, circuito 1, 700 MVA, año 2016. Conexión de central
Kelar.
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - O’Higgins, circuito 2, 700 MVA, año 2016. Inicio de toma de carga
Proyecto Desaladora Coloso de Minera Escondida.
Sin embargo, los proyectos anteriormente mencionados serán evaluados económicamente con el fin de
justificar la fecha recomendada de puesta en servicio de estas obras. Para realizar dicha evaluación se
identificarán restricciones con las cuales debería operar el sistema para cumplir con el criterio de seguridad
N-1, en caso que no se realicen estas obras.
6.3.1.1
Restricciones identificadas
Máxima inyección en S/E Kapatur.
De acuerdo a análisis de flujos de potencia presentados en la Sección 4.3.2.1, las principales limitaciones
que se presentarían en el sistema sin las líneas a evaluar estarían dadas por la máxima capacidad de
inyección en S/E Kapatur, por fallas en alguna de las Líneas 220 kV Angamos (Futura Kapatur) – Laberinto o
Kapatur – O’Higgins, las cuales se presentan en la Tabla 83.
Tabla 83: Restricción de inyección en S/E Kapatur.
Restricción
Nueva Instalación agregada
Potencia Máxima
(MW)
Por criterio N-1
1A
Sólo con S/E seccionadora Kapatur
700
2A
Con S/E seccionadora Kapatur +
Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1
1200
3A
Con S/E seccionadora Kapatur +
Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1+
Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 2
1550
Comentario
Limitación por capacidad de línea Kapatur – Laberinto
ante contingencia en circuito paralelo.
1) Limitación por capacidad de línea Kapatur – O’Higgins
ante contingencia en línea Kapatur - Laberinto.
2) Sobrecarga de línea Mejillones – O’Higgins para
contingencia en línea Kapatur - O’Higgins.
Limitación por capacidad de línea Kapatur – O’Higgins 1
ante contingencia en línea Kapatur – O’Higgins 2.
Restricción 1A.𝐺𝐴𝑛𝑔𝑎𝑚𝑜𝑠 1𝑦 2 + 𝐺𝐾𝑒𝑙𝑎𝑟 + 𝐺𝐶𝑎𝑟𝑏ó𝑛 𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 1 𝑦 2 < 700
Restricción 2A.𝐺𝐴𝑛𝑔𝑎𝑚𝑜𝑠 1𝑦 2 + 𝐺𝐾𝑒𝑙𝑎𝑟 + 𝐺𝐶𝑎𝑟𝑏ó𝑛 𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 1 𝑦 2 < 1200
Restricción 3A.𝐺𝐴𝑛𝑔𝑎𝑚𝑜𝑠 1𝑦 2 + 𝐺𝐾𝑒𝑙𝑎𝑟 + 𝐺𝐶𝑎𝑟𝑏ó𝑛 𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 1 𝑦 2 < 1550
Restricción por capacidad línea 220 kV Mejillones - O’Higgins.
Según los análisis presentados en la Tabla 16 de la Sección 4.3.1, se presentaría una restricción adicional en
el sistema asociada a la zona sur-cordillera con los crecimientos de demanda de Minera Escondida (Proyecto
Desaladora Coloso). Dicha restricción dice relación con la capacidad del tramo 220 kV Mejillones –
O’Higgins. Si bien, una nueva línea Kapatur – O’Higgins permite relajar los flujos por este tramo en condición
normal de operación, bastaría una falla en la o las nuevas líneas desde Kapatur para aumentar
considerablemente el flujo por el tramo Mejillones – O’Higgins, presentándose sobrecargas al momento que
se inicia la toma de carga de los nuevos proyectos de Minera Escondida conectados en S/E O’Higgins.
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Con el fin de identificar las futuras restricciones de transmisión asociadas a la capacidad del tramo 220 kV
Mejillones – O’Higgins para las distintas topologías evaluadas, se realizaron análisis de contingencias en
DigSilent, y a partir de los resultados de los análisis, se determinaron las restricciones que permitirían operar
el sistema con criterio de seguridad N-1.
Restricción 1B. Sólo con S/E seccionadora Kapatur
𝐹𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1 ∙ 𝐹𝐶ℎ𝑎𝑐𝑎𝑦𝑎−𝑀𝑎𝑛𝑡𝑜𝑠 𝐵𝑙𝑎𝑛𝑐𝑜𝑠 < 𝐹𝑀𝑎𝑥_𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠
Restricción 2B. Con S/E seccionadora Kapatur + Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1
𝐹𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 2 ∙ 𝐹𝐸𝑛𝑙𝑎𝑐𝑒−𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1 < 𝐹𝑀𝑎𝑥_𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠
Restricción 3B. Con S/E seccionadora Kapatur + Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1 y 2.
𝐹𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 3 ∙ 𝐹𝐸𝑛𝑙𝑎𝑐𝑒−𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1+2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥_𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠
Con𝐹𝑀𝑎𝑥_𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 = 260 𝑀𝑉𝐴,
1
1
1
𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1 = , 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 2 = , 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 3 =
3
3
10
Al verificar el cumplimiento del criterio de seguridad N-1, las contingencias críticas identificadas para exigir al
máximo el tramo 220 kV Mejillones – O’Higgins, fueron las siguientes:
Restricción
Nueva Instalación agregada
Contingencia crítica evaluada para cumplimiento criterio
seguridad N-1 tramo 220 kV Mejillones – O’Higgins
Factor K
Distribución
1B
Sólo con S/E seccionadora Kapatur
Línea 220 kV Chacaya – Mantos Blancos.
1/3
2B
Con S/E seccionadora Kapatur +
Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1
Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1
1/3
3B
Con S/E seccionadora Kapatur +
Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1+
Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 2
Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1 o 2
1/10
Las restricciones mencionadas anteriormente consideran la redistribución de flujos ante contingencias. Si
bien, la redistribución de flujos en las líneas de transmisión es no lineal, y depende del escenario de
despachos considerados, se utilizaron las condiciones de operación más típicas para modelar estas
restricciones, y así poder incorporarlas en las simulaciones de operación económica (Problemas de
optimización lineal).
6.3.1.2
Evaluación económica
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla 84.
Tabla 84: Valores de inversión Nuevas Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins, circuitos 1 y 2.
Proyectos
Proyecto
Valores de inversión en MMUSD
VI
AVI
COMA
VAT
1
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - O'Higgins, circuito 1
27,19
2,74
0,54
3,28
2
Tendido segundo circuito Línea 2x220 kV Kapatur - O'Higgins
14,00
1,41
0,28
1,69
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
En Tabla 85 y Tabla 86 se presentan los resultados de la evaluación económica de estos proyectos, donde
se aprecia que a contar de los años 2016 y 2017 se generan sobrecostos de operación superiores a los
valores de inversión de los proyectos 1 y 2 respectivamente, lo cual permite dar señales sobre la fecha
óptima de entrada de estos proyectos, los cuales se pueden resumir en:
1. Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1, año 2016
2. Tendido circuito 2 Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins, año 2017
Las señales de inversión anterior, son consistentes y coincidentes con los análisis realizados en la Sección
4.3.1, donde la entrada del circuito 1 se asocia a los crecimientos de demanda de Minera Escondida en
conjunto con la entrada en servicio de la central Kelar, y la entrada del circuito 2 se asocia a la toma de carga
genera del proyecto EWS de Minera Escondida (Desaladora en Coloso).
Tabla 85: Evaluación económica Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins, circuito 1
Año
Costos totales de Operación MMUSD
Sin Proyectos
Con Proyecto 1
Ahorro
VAT
MMUSD
Beneficio económico MMUSD
Beneficio
Decisión
2015
866.25
866.25
0.00
0.78
2016
833.08
831.48
1.60
0.82
Entrada Proyecto
7.03
2017
888.56
878.25
10.31
3.29
Flujo>0
6.32
2018
965.27
955.67
9.61
3.29
Flujo>0
16.66
2019
1,079.67
1,059.73
19.94
3.29
Flujo>0
23.21
2020
1,186.26
1,159.77
26.50
3.29
Flujo>0
29.03
2021
1,259.97
1,227.66
32.31
3.29
Flujo>0
132.00
2022
1,491.61
1,356.33
135.28
3.29
Flujo>0
251.93
2023
1,753.88
1,498.66
255.22
3.29
Flujo>0
262.91
2024
1,815.30
1,549.10
266.20
3.29
Flujo>0
222.86
2025
1,826.89
1,600.74
226.15
3.29
Flujo>0
270.28
2026
1,953.80
1,680.23
273.56
3.29
Flujo>0
214.42
2027
1,980.16
1,762.45
217.70
3.29
Flujo>0
175.07
2028
2,008.74
1,830.39
178.35
3.29
Flujo>0
114.49
2029
2,067.55
1,949.78
117.77
3.29
Flujo>0
(*) Se considera el 25% del VAT por fecha de puesta en servicio en Octubre de 2016, coincidente con fecha informada de puesta en
servicio de central Kelar.
Tabla 86: Evaluación económica Tendido segundo circuito Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Con Proyecto 1 Con Proyectos 1 y 2
Ahorro
MMUSD
Beneficio
Decisión
2015
866.25
866.25
0.00
-0.42
2016
831.48
831.48
0.00
0.42
Flujo<0
-0.04
2017
878.25
876.59
1.65
1.69
Entrada Proyecto
0.24
2018
955.67
953.73
1.94
1.69
Flujo>0
1.74
2019
1,059.73
1,056.29
3.43
1.69
Flujo>0
4.17
2020
1,159.77
1,153.90
5.86
1.69
Flujo>0
3.31
2021
1,227.66
1,222.65
5.01
1.69
Flujo>0
6.10
2022
1,356.33
1,348.54
7.79
1.69
Flujo>0
14.95
2023
1,498.66
1,482.02
16.65
1.69
Flujo>0
16.70
2024
1,549.10
1,530.71
18.39
1.69
Flujo>0
13.40
2025
1,600.74
1,585.65
15.09
1.69
Flujo>0
17.07
2026
1,680.23
1,661.47
18.76
1.69
Flujo>0
14.27
2027
1,762.45
1,746.49
15.96
1.69
Flujo>0
8.31
2028
1,830.39
1,820.39
10.00
1.69
Flujo>0
4.11
2029
1,949.78
1,943.98
5.80
1.69
Flujo>0
(*) Se considera el 25% del VAT por fecha de puesta en servicio en Octubre de 2016, coincidente con fecha informada de puesta en
servicio de central Kelar.
Año
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.3.2
Aumento de Capacidad Corredor Centro - Norte. Compensación serie Líneas 2x220 kV
Encuentro – Lagunas 1 y 2.
En términos generales, las actuales obras de transmisión en construcción o decididas presentadas en la
Tabla 87 permiten levantar inicialmente futuras restricciones en el corredor Centro - Norte del SING. En
efecto, el sistema actual más las nuevas Líneas 220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2, de construcción
decidida, permiten abastecer de manera segura los crecimientos de demanda de la zona en el horizonte
2015-2019. Sin embargo lo anterior, y de acuerdo a los análisis realizados en la sección 4.3.6, se identifica
una futura restricción en los tramos troncales Encuentro – Lagunas y Crucero - Lagunas a contar del año
2020, asociada a crecimientos de demanda informados por Minera Quebrada Blanca. Para levantar dicha
restricción, se propone la siguiente alternativa de expansión:

Nuevo Banco de compensación serie, Líneas 2x220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2, año 2020.
La alternativa anterior permite:


Mejorar la distribución de flujos entre los tramos troncales Encuentro – lagunas y Crucero – Lagunas
proporcional a su capacidad.
Mejorar los perfiles de tensión de la zona norte del SING.
Tabla 87: Obras de transmisión en construcción corredor centro Norte
N
Plan de Obras de Transmisión Construcción y
Recomendado Troncal
1
Barra seccionadora en S/E Tarapacá
Cap. (*)
(MVA)
Longitud
(km)
Fecha
PES
Estado
Segmento
Decreto
NA
NA
03-2016
Construcción
Troncal
DS N°82 / 2012 DS N°310 / 2013
DS N°310 / 2013
60
NA
07-2015
Construcción
Troncal
3
Banco de Compensación en Lagunas 60 MVAr + Ampliación
S/E Lagunas
Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 1
290
174
02-2017
Construcción
Troncal
DS N°82 / 2012
4
Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 2
290
174
02-2017
Construcción
Troncal
DS N°201 / 2014
2
Si bien en procesos anteriores se recomendó la construcción de nuevas líneas entre SS/EE Encuentro y
Collahuasi y la ampliación de la actual Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 1, en el actual ejercicio de
planificación, dichas obras no son necesarias en el Escenario Base, debido a que no existen crecimientos de
demanda informados por Minera Collahuasi.
Con el fin de definir la fecha óptima de puesta en servicio de esta alternativa de expansión, dicho proyecto
será evaluado económicamente en términos de sus costos de inversión y los costos de operación y falla del
sistema. Para realizar dicha evaluación, se identificarán restricciones con las cuales debería operar el
sistema para cumplir con el criterio de seguridad N-1, con y sin la ejecución de este proyecto.
6.3.2.1
Restricciones identificadas
Para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 de este tramo, la contingencia crítica identificada fue la
siguiente:

Falla línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 2.
Dada la redistribución de flujos asociadas a estas contingencias, las restricciones operativas identificadas
fueron las siguientes:
Restricción Corredor Zona Norte Actual
Restricción por Contingencia Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 2.
𝐹𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 + 𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐶𝑜𝑙𝑙𝑎ℎ𝑢𝑎𝑠𝑖 1+2 < 401
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 122 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Restricción Corredor Zona Norte con Líneas 2x220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2
Restricción por Contingencia Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 2, con Crecimientos Demanda en
Lagunas:
𝐹𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 + 𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐶𝑜𝑙𝑙𝑎ℎ𝑢𝑎𝑠𝑖 1+2 + 𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 < 652
Restricción Corredor Zona Norte con Líneas 2x220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2 y Compensación Serie
Restricción por Contingencia Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 2, con Crecimientos Demanda en
Lagunas:
𝐹𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 + 𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐶𝑜𝑙𝑙𝑎ℎ𝑢𝑎𝑠𝑖 1+2 + 𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 < 815
Tabla 88: Capacidad de transmisión actual para líneas evaluadas corredor centro - norte. Información a 35°C.
Instalación
Capacidad
Instalación (MVA)
Línea 2x220 kV Crucero - Lagunas, circuitos 1 y 2
2x183
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro - Lagunas, circuitos 1 y 2
2x290
Línea 220 kV Encuentro - Collahuasi, circuito 1
122
Línea 220 kV Encuentro - Collahuasi, circuito 2
170
Las restricciones mencionadas anteriormente consideran la redistribución de flujos ante contingencias. Si
bien, la redistribución de flujos en las líneas de transmisión es no lineal, y depende del escenario de
despachos considerados, se utilizaron las condiciones de crecimiento más probables para la zona norte, con
el fin de modelar estas restricciones de manera más certera (crecimientos de demanda en Lagunas), y así
poder incorporarlas en las simulaciones de operación económica (Problemas de optimización lineal).
6.3.2.2
Evaluación económica
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla 89.
Tabla 89: Valores de inversión para Banco de compensación serie Líneas 220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2.
Valores de inversión en MUSD
Proyectos
1
Proyecto
Compensación Serie Línea 2x220 kV Encuentro - Lagunas 1 y 2
VI
AVI
COMA
VAT
6,454
660
129
789
En la Tabla 90 se presenta los resultados de la evaluación económica de este proyecto, donde se aprecia
que a contar del año 2021 se generan sobrecostos de operación superiores al valor de inversión de este
proyecto, lo cual permite dar una señal sobre la fecha óptima de entrada de esta obra.
Las señales de inversión anterior, son consistentes y coincidentes con los análisis realizados en la Sección
4.3.6, donde se indica la necesidad de esta obra ante los crecimientos de demanda de la zona norte del
SING, específicamente los informados para Minera Quebrada Blanca.
De las evaluaciones económicas presentadas en la Tabla 90, se debe destacar que los beneficios
económicos asociados a este proyecto disminuyen a contar del año 2023 para el escenario base, lo anterior,
a consecuencia de la entrada de módulos de generación convencional en la zona norte del SING. Sin
embargo, estos módulos son sólo genéricos y no representan necesariamente una condición real que
pudiese darse en el futuro, y por consiguiente el beneficio de este proyecto podría ser aún más significativo
para escenarios de expansión con baja generación convencional en la zona norte del SING.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 123 de 202
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Tabla 90: Evaluación económica Banco de compensación serie Líneas 2x220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2.
Año
6.3.2.3
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Sin Proyectos Con Proyecto Ahorro MMUSD Beneficio Decisión o VAN acumulado
2015
988.47
988.47
0.00
-
-
2016
2017
910.16
961.47
910.16
961.47
0.00
0.00
-
-
2018
1,031.57
1,031.57
0.00
-
-
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
1,125.94
1,221.26
1,297.25
1,426.86
1,550.77
1,599.51
1,647.58
1,723.03
1,806.09
1,885.36
2,016.02
1,125.94
1,221.26
1,292.47
1,419.23
1,550.32
1,599.36
1,647.57
1,722.83
1,805.50
1,880.55
2,003.03
0.00
0.00
4.78
7.63
0.45
0.15
0.01
0.20
0.59
4.81
12.98
0.78
0.78
0.78
0.78
0.78
0.78
0.78
0.78
0.78
4.00
6.86
-0.33
-0.62
-0.77
-0.57
-0.19
4.04
12.21
-
-
Entrada Proyecto
9.31
9.06
8.64
8.16
7.84
7.74
9.62
14.80
Recomendación
Se recomienda la construcción inmediata de:

Nuevo Banco de Compensación Serie Líneas 2x220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2, año 2021.
Por los siguientes motivos:



6.3.3
La inversión se recuperaría en tan solo 2 años.
Permite aumentar la capacidad transmisión del corredor centro – norte en 150 MW
aproximadamente.
Mejorar los niveles de tensión de la zona norte del SING por acortamiento eléctrico de la Línea
2x220 kV Encuentro – Lagunas.
Aumento de Capacidad Tramo 220 kV Tarapacá – Lagunas. Nueva Línea 2x220 kV Cóndores –
Pozo Almonte, circuito 1
De acuerdo a los análisis técnicos presentados en la Sección 4.3.6 se identifica una restricción de
transmisión en el tramo troncal Tarapacá – Lagunas a contar del año 2017. Para levantar dicha restricción se
proponen las siguientes alternativas de expansión:


Alternativa 1: Nueva Línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas, circuito 1, año 2017 (Con Nueva
14
Subestación Tarapacá seccionando Línea 220 kV Tarapacá - Lagunas ).
Alternativa 2: Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1, año 2017.
Con el fin de definir la mejor alternativa de expansión, y la fecha óptima de puesta en servicio de la
alternativa de expansión seleccionada, los proyectos anteriormente mencionados serán evaluados
económicamente en términos de sus costos de inversión y los costos de operación y falla del sistema. Para
realizar dicha evaluación se identifican restricciones con las cuales debería operar el sistema para cumplir
con el criterio de seguridad N-1, para las distintas alternativas de expansión.
14
Por falta de espacios en S/E Tarapacá para la conexión de nuevos paños, esta alternativa de expansión es factible técnicamente con
la construcción de una Nueva Subestación, lo que incrementa considerablemente el VI de este proyecto.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 124 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.3.3.1
Restricciones identificadas
Para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 de esta línea, las contingencias críticas identificadas
fueron las siguientes:



Falla línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas, circuitos 1 o 2
Falla Futura Líneas 2x220 kV Tarapacá – Lagunas, circuitos 1 o 2 (Alternativa 1).
Falla Futura Líneas 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuitos 1 o 2 (Alternativa 2).
Dada la redistribución de flujos asociadas a estas contingencias, las restricciones operativas identificadas
fueron las siguientes:
Restricción Línea Tarapacá – Lagunas 1 (Sin obras de expansión)
Restricción por Contingencia Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas 2.
𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1 𝑜 2
Restricción Línea Tarapacá – Lagunas 1 (Con Alternativa 1 N. Línea Tarapacá - Lagunas)
Restricción por Contingencia Nueva Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas 1.
𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 + 𝐹𝑁𝑢𝑒𝑣𝑎 𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2
Restricción Tramo Tarapacá – Lagunas 1 (Con Alternativa 2 N. Línea Cóndores – Pozo Almonte)
Restricción por Contingencia Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas 1 o 2.
Flujo hacia S/E Tarapacá A:
𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 + 𝐹𝑁𝑢𝑒𝑣𝑎 𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒 1 < 235
Flujo hacia S/E Lagunas B:
𝐹𝑇𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑐á−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 + 𝐹𝑁𝑢𝑒𝑣𝑎 𝐶ó𝑛𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠−𝑃𝑜𝑧𝑜 𝐴𝑙𝑚𝑜𝑛𝑡𝑒 1 < 260
Tabla 91: Capacidad de transmisión actual para líneas evaluadas zona norte. Información a 35°C en zona
Lagunas
Instalación
Capacidad
Instalación (MVA)
Línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas, circuito 1 y 2
151
Nueva Línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas, circuito 1
180
Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1
180
Las restricciones mencionadas anteriormente consideran la redistribución de flujos ante contingencias. Si
bien, la redistribución de flujos en las líneas de transmisión es no lineal, y depende del escenario de
despachos considerados, se utilizaron las condiciones de operación más típicas para modelar estas
restricciones, y así poder incorporarlas en las simulaciones de operación económica (Problemas de
optimización lineal).
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 125 de 202
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.3.3.2
Evaluación económica
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla 92.
Tabla 92: Valores de inversión para alternativas de expansión para tramo Tarapacá - Lagunas.
Valores de inversión en MUSD
Proyectos
Proyecto
VI
AVI
COMA
VAT
1A
Nueva Línea entre S/E Nueva Tarapacá y Lagunas
18,078.0 1,823.3 361.6 2,184.9
1B
Nueva S/E seccionadora en Línea Tarapacá-Lagunas
10,735.0 1,097.8 214.7 1,312.5
1
Total Alternativa 1: Nueva Línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas, circuito 1
28,813.0 2,921.1 576.3 3,497.3
2
Total Alternativa 2: Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1 13,780.00 1,389.8 275.6 1,665.4
Considerando que la demanda máxima informada de corto plazo para los clientes regulados de la zona norte
del SING supera en un 20% la demanda máxima real del SING, se realizaron 2 evaluaciones económicas
con el fin de sensibilizar las posibles desviaciones de demanda en el corto y largo plazo. En base a lo
anterior, las evaluaciones económicas se realizarán para las siguientes 2 condiciones:
A. Demanda Proyectada CDEC-SING para clientes regulados alimentados desde S/E Cóndores y S/E
Parinacota (Considera demanda real 2014 y porcentaje de crecimiento informado).
B. Demanda Informada para clientes regulados alimentados desde S/E Cóndores y S/E Parinacota.
A- Evaluación considerando proyección de demanda actual en S/E Cóndores y S/E Parinacota.
En las Tabla 93 y Tabla 94 se presentan los resultados de la evaluación económica de las alternativas de
expansión analizadas, donde se puede observar que los beneficios económicos asociados a esta alternativa
por ahorro en costos de operación y falla comienzan a contar del año 2018, sin embargo para este escenario,
sólo se superan las anualidades de inversión a contar del año 2020, lo que indica el año 2020 como fecha
óptima de entrada de cualquiera de las dos alternativas evaluadas.
Por otra parte, se debe destacar que a contar del año 2023, en las evaluaciones económicas para estos
proyectos se observaron grandes beneficios económicos, ya que a contar de ese año se considera dentro del
plan de expansión base la entrada de grandes proyectos de generación convencional en la zona norte..
De acuerdo a los resultados, se puede observar que para ambas alternativas de expansión, en tan sólo 5
años (2020-2024) se podría alcanzar el retorno de la inversión por conceptos de ahorro en costos de
operación, inversión y falla de larga duración. Más aún, si se consideran los ahorros por concepto de costos
de falla de corta duración, la alternativa 2 incrementa considerablemente los beneficios económicos,
prácticamente duplicando el ahorro en costos, lo que la hace la alternativa de expansión más atractiva (Tabla
95 y Tabla 96 e Informe de Abastecimiento Seguro de Ciudades del SNG, publicado con fecha 5 de agosto
15
de 2014 ).
Tabla 93: Evaluación económica caso A-Alternativa 1-Nueva Línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas, circuito 1
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Sin Proyectos Alternativa 1 Ahorro MMUSD Beneficio Decisión o VAN
2015
974.76
974.76
0.00
Año
2016
2017
15
901.58
952.95
901.58
952.95
0.00
0.00
3.49
-3.49
2018
1,023.25
1,023.11
0.14
3.49
-3.35
2019
2020
2021
2022
2023
1,114.89
1,212.68
1,284.37
1,409.09
1,527.11
1,113.96
1,208.76
1,277.16
1,400.27
1,523.63
0.93
3.92
7.22
8.82
3.48
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
-2.56
0.43
3.73
5.33
-0.01
-
Entrada Proyecto
3.47
7.48
7.47
http://cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_transf_pub_inf_pub.sp_reportes_etapas?p_id_informe=3&p_id_sub_inf=5&p_id_sub_inf_ini=2
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 126 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
2024
1,592.42
1,569.86
22.56
2025
1,671.57
1,628.60
42.97
2026
1,743.01
1,698.86
44.15
2027
1,818.66
1,779.38
39.28
2028
1,886.15
1,849.65
36.50
2029
1,999.82
1,964.33
35.49
Valor presente ahorro costos 2020-2024
Valor presente Inversión año 2020
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
19.07
39.48
40.66
35.79
33.01
32.00
32.54
28.81
19.31
41.60
62.46
79.16
93.16
105.50
Tabla 94: Evaluación económica caso A-Alternativa 2-Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1
Año
2015
2016
2017
2018
Costos totales de Operación MMUSD
Sin Proyectos
Alternativa 2
Ahorro
974.76
974.76
0.00
901.58
901.58
0.00
952.95
952.94
0.02
1,023.25
1,023.09
0.17
VAT
Beneficio económico MMUSD
MMUSD Beneficio Decisión o VAN
-1.64
1.66
-1.49
1.66
-
2019
1,114.89
1,113.94
0.96
2020
1,212.68
1,208.74
3.94
2021
1,284.37
1,277.13
7.24
2022
1,409.09
1,400.24
8.85
2023
1,527.11
1,523.69
3.43
2024
1,592.42
1,573.26
19.15
2025
1,671.57
1,637.13
34.45
2026
1,743.01
1,707.84
35.17
2027
1,818.66
1,787.34
31.32
2028
1,886.15
1,856.92
29.23
2029
1,999.82
1,971.22
28.59
Valor presente ahorro costos operación 2020-2024
Valor presente ahorro por ENS estimada por CFCD 2020-2024
Valor presente Inversión año 2020
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
-0.70
2.28
Entrada Proyecto
5.58
6.69
7.19
12.09
1.77
13.30
17.49
24.16
32.79
42.67
33.51
59.86
29.66
73.70
27.57
85.39
26.93
95.78
30.45
22.74
13.78
Tabla 95: Estadística de falla de la zona norte del SING
N°
Fallas
Tiempo Total de
Desconexión
Línea 110 kV Arica - Pozo Almonte
95
458.10
15.83
4.8
76.4
Línea 110 kV Cóndores - Cerro Dragón
2
4.05
0.33
2.0
0.7
Línea 110 kV Cóndores - Pacífico
2
3.67
0.33
1.8
0.6
Línea 110 kV Cóndores - Palafitos
1
4.27
0.17
4.3
0.7
Línea 220 kV Cóndores - Parinacota
3
50.72
0.50
16.9
8.5
Línea 220 kV Tarapacá - Cóndores
3
30.62
0.50
10.2
5.1
Línea 66 kV CD Arica - Arica
5
19.37
0.83
3.9
3.2
Línea 66 kV CD Iquique - Iquique
32
40.20
5.33
1.3
6.7
Línea 66 kV Central Chapiquiña - Arica
8
11.25
1.33
1.4
1.9
Línea 66 kV Iquique - Pozo Almonte N°1
35
428.20
5.83
12.2
71.4
Línea 66 kV Iquique - Pozo Almonte N°2
15
52.90
2.50
3.5
8.8
Línea 66 kV Parinacota - Chinchorro
1
0.07
0.17
0.1
0.0
Línea 66 kV Parinacota - Pukará
2
1.55
0.33
0.8
0.3
Línea 66 kV Parinacota - Quiani
13
25.53
2.17
2.0
4.3
Transformador Arica 110/66/13,8 kV
1
35.23
0.17
35.2
5.9
Instalación_Fallada
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Fallas/Año Horas/Falla
Tiempo Estimado de
Desconexión anual (horas)
Página 127 de 202
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Tabla 96: Estimación de ENS por CFCD actualizado a 14738 USD/MWh
Instalación
ENS por
contingencia
(MW)
Tiempo
estimado
desconexión
anual
(Horas)
Valorización
ENS
(MMUSD)
Considerar
Falla Línea 220 kV Cóndores – Parinacota
30
8.5
3.76
Si
Falla Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores
Falla Línea 220 kV Lagunas – Pozo
Almonte
80
5.1
6.01
Si
Línea 220 kV Pozo Almonte
- Parinacota
Línea 220 kV Cóndores Pozo Almonte
48
-
-
No Aplica
No Aplica
Falla ATR 220/110/13.8 kV Cóndores
50
-
-
No Aplica
No Aplica
Falla ATR 220/69/13.8 kV Parinacota
90
-
-
No Aplica
No Aplica
Solución
En términos de la elección de la alternativa de expansión recomendada, la alternativa 2 genera mayores
beneficios que la alternativa 1 debido a su gran diferencia en costos de inversión, considerando la falta de
espacios en S/E Tarapacá, que implican construir una nueva subestación sobre el farellón costero para la
llegada de una nueva línea, de acuerdo con lo informado por el propietario de subestación Tarapacá.
Finalmente, se debe destacar que la alternativa 2, Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte no sólo
permite generar ahorros en términos de costos de inversión, operación y falla de larga duración, sino también
por el concepto de ahorro en costos de falla de corta duración, ya que permite dar respaldo a los consumos
regulados de S/E Parinacota, S/E Cóndores y S/E Pozo Almonte ante fallas en las líneas Tarapacá-Cóndores
y Lagunas – Pozo Almonte. Estos costos fueron estimados en aproximadamente 6 MMUSD al año
adicionales a los otros beneficios percibidos, a partir de las estadísticas de falla del CDEC-SING (Informe de
16
abastecimiento seguro de ciudades )
B-Evaluación considerando demanda informada en S/E Cóndores y S/E Parinacota.
En las Tabla 97 y Tabla 98 se presentan los resultados de las evaluaciones para la condición que considera
la demanda informada de largo plazo para los clientes regulados de la zona norte, donde se puede observar
que aumentan los beneficios económicos asociados a estas alternativas, se adelanta la necesidad de estas
alternativas al año 2019, y sigue obteniéndose mayor beneficio con la Nueva Línea 2x220 kV Cóndores –
Pozo Almonte, a consecuencia de su menor valor de inversión y el ahorro por conceptos de energía no
servida a clientes regulados al evaluar fallas de costa duración.
16
http://cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_transf_pub_inf_pub.sp_reportes_etapas?p_id_informe=3&p_id_sub_inf=5&p_id_sub_inf_ini=2
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Tabla 97: Evaluación económica caso B-Alternativa 1-Nueva Línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas, circuito 1
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Sin Proyectos Alternativa 1 Ahorro MMUSD Beneficio Decisión o VAN
2015
982.10
982.10
0.00
Año
2016
2017
906.75
958.63
906.74
958.32
0.01
0.31
3.49
2018
1,029.48
1,028.72
0.76
2019
1,122.35
1,120.09
2.26
2020
1,221.36
1,215.50
5.86
2021
1,294.75
1,285.08
9.67
2022
1,421.30
1,409.54
11.76
2023
1,536.98
1,534.10
2.87
2024
1,600.90
1,580.36
20.55
2025
1,678.84
1,637.57
41.26
2026
1,751.35
1,709.25
42.10
2027
1,827.83
1,790.88
36.95
2028
1,896.35
1,862.78
33.58
2029
2,010.91
1,978.29
32.62
Valor presente ahorro costos 2020-2024
Valor presente Inversión año 2020
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
3.49
-
-3.18
-
-2.73
-1.23
2.37
Entrada Proyecto
6.18
7.26
8.27
13.48
-0.62
13.06
17.06
23.65
37.77
44.97
38.61
64.78
33.46
80.39
30.09
93.15
29.13
104.39
36.88
28.81
Tabla 98: Evaluación económica caso B-Alternativa 2-Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1
Año
2015
2016
2017
Costos totales de Operación MMUSD
Sin Proyectos
Alternativa 2
Ahorro
982.10
982.10
0.00
906.75
958.63
906.74
958.30
0.01
0.34
2018
1,029.48
1,028.70
0.78
2019
1,122.35
1,120.07
2.28
2020
1,221.36
1,215.47
5.88
2021
1,294.75
1,285.11
9.63
2022
1,421.30
1,409.99
11.31
2023
1,536.98
1,534.18
2.80
2024
1,600.90
1,583.38
17.53
2025
1,678.84
1,645.88
32.95
2026
1,751.35
1,717.70
33.66
2027
1,827.83
1,797.94
29.89
2028
1,896.35
1,868.68
27.68
2029
2,010.91
1,984.13
26.78
Valor presente ahorro costos operación 2019-2023
Valor presente ahorro por ENS estimada por CFCD 2019-2023
Valor presente Inversión año 2019
6.3.3.3
VAT
Beneficio económico MMUSD
MMUSD Beneficio Decisión o VAN
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
1.66
-1.32
-
-0.88
0.62
Entrada Proyecto
4.22
4.05
7.97
10.04
9.65
16.64
1.14
17.34
15.87
26.30
31.29
42.36
32.00
57.29
28.23
69.26
26.02
79.29
25.12
88.09
23.64
22.74
13.78
Recomendación
Se recomienda la construcción inmediata de:

Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1, año 2019.
Por los siguientes motivos:



Recuperación de la inversión en 4 años por ahorro en costos de operación y falla de larga
duración.
Aumenta seguridad de suministro en Arica, Iquique y Pozo Almonte, generando un ahorro cercano a
6 MMUSD al año por concepto de ahorro en costos de falla de corta duración. Lo que justifica su
construcción inmediata (VATT = 1.68 MMUSD)
Valor de inversión un 50% menor que la alternativa de una nueva línea Tarapacá – Lagunas (Falta
de espacios en S/E Tarapacá)
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo

Permite levantar una futura restricción en el sistema troncal por criterio de seguridad N-1, que se
presentaría generalmente en escenarios con la CTTAR fuera de servicio.
En caso que no fuera factible promover el proyecto anterior a través del proceso de revisión de expansión
troncal, de todas formas sería necesario el siguiente proyecto:

Nueva Línea 2x220 kV Nueva Tarapacá – Lagunas, circuito 1, año 2019, con una Nueva
Subestación seccionadora del actual tramo troncal Tarapacá - Lagunas.
No obstante, la solución óptima recomendada para levantar la restricción de transmisión troncal del tramo
Tarapacá – Lagunas corresponde a la nueva línea 220 kV entre las subestaciones Cóndores y Pozo Almonte
por los motivos presentados anteriormente.
6.3.4
Aumento Capacidad Tramo Crucero – Encuentro
Para el caso del tramo 220 kV Crucero – Encuentro, no se realiza una evaluación económica de las obras
que permiten levantar dicha restricción, ya que éstas se encuentran actualmente en proceso de construcción.
N
1
2
Plan de Obras de Transmisión Construcción
y Recomendado Troncal
Ampliación líneas 2x220 kV Crucero-Encuentro
+ Ampliación S/E Encuentro
Nueva Subestación seccionadora 220 kV
Crucero Encuentro
6.3.5
Cap.
(MVA)
Longitud
(km)
1000
1
NA
NA
Fecha
PES
032016
032018
Estado
Segmento
Construcción
Troncal
Construcción
Troncal
Decreto
DS N°310 /
2013
DS N°201 /
2014
Cambio TTCC Línea 2x220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2.
De acuerdo a la información presentada en la Tabla 62 de la Sección 5.1, la capacidad de las líneas 220 kV
Crucero – Laberinto 1 y 2 actualmente está limitada por sus equipos de paño, específicamente, por la
capacidad de sus transformadores de corriente.
Tabla 99: Capacidad líneas 220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2.
Capacidades Informadas
Instalaciones
TTCC [MVA] Conductor [MVA] Trampa de onda [MVA] Actual [MVA]
Línea 220 kV Crucero-Laberinto 1
137
316
-
137
Línea 220 kV Crucero-Laberinto 2
228
316
-
228
Inicialmente, se recomienda el cambio de los transformadores de corriente de estas instalaciones para
aumentar la capacidad de esta línea, sin embargo, se evaluará económicamente este proyecto con el fin de
identificar el momento óptimo para realizar esta ampliación.
6.3.5.1
Restricciones identificadas
De acuerdo a los resultados de las simulaciones de largo plazo para el escenario base (Figura 37), los flujos
esperados por las Líneas 220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2 no superarían los 150 MW, valor inferior a las
limitaciones impuestas por los TTCC, sin embargo, de los análisis de contingencia realizados, se identificó
que para algunos escenarios de operación se sobrepasarían los límites de capacidad de la línea 220 kV
Crucero – Laberinto 1 por criterio de seguridad N-1.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Figura 37: Flujos Líneas 220 kV Crucero - Laberinto 1 y 2
Crucero 220->Laberinto 220 II
150
sample1
sample2
100
sample3
Flujo(MW)
50
0
-50
-100
-150
2015
2016
2017
2018
2019
t[años]
2020
2021
2022
2021
2022
2023
Crucero 220->Laberinto 220 I
150
100
Flujo(MW)
50
0
-50
sample1
-100
sample2
sample3
-150
2015
2016
2017
2018
2019
t[años]
2020
2023
Las contingencias críticas identificadas fueron las siguientes:


Falla Línea 220 kV Crucero – Laberinto 2.
Falla Línea 220 kV Encuentro – El Tesoro (Cerrado el tramo Encuentro – El Cobre).
Dada la redistribución de flujos asociadas a estas contingencias, las restricciones operativas identificadas
fueron las siguientes:
Restricción 1. Contingencia Línea 220 kV Crucero – Laberinto 2.
|𝐹𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑏𝑒𝑟𝑖𝑛𝑡𝑜 1 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1 ∙ 𝐹𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑏𝑒𝑟𝑖𝑛𝑡𝑜 2 | < |𝐹𝑀𝑎𝑥𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜 −𝐿𝑎𝑏𝑒𝑟𝑖𝑛𝑡𝑜 1 |
Restricción 2. Contingencia Línea 220 kV Encuentro – El Tesoro.
Con:
|𝐹𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑏𝑒𝑟𝑖𝑛𝑡𝑜 1 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 2 ∙ 𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐸𝑙 𝑇𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜 | < |𝐹𝑀𝑎𝑥𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜 −𝐿𝑎𝑏𝑒𝑟𝑖𝑛𝑡𝑜 1 |
𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1 = 0,3
,
𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 2 = 0,3
Las restricciones mencionadas anteriormente consideran la redistribución de flujos ante contingencias. Si
bien, la redistribución de flujos en las líneas de transmisión es no lineal, y depende del escenario de
despachos considerados, se utilizaron las condiciones de operación más típicas para modelar estas
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 131 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
restricciones, y así poder incorporarlas en las simulaciones de operación económica (Problemas de
optimización lineal).
6.3.5.2
Evaluación económica
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla 100.
Tabla 100: Valores de inversión Cambio de TTCC Líneas 220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2.
Valores de inversión en MUSD
Proyectos
Proyecto
1
Cambio TTCC Líneas 220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2
VI
AVI
COMA
VAT
672
69
13
82
En la Tabla 101 se presentan los resultados de la evaluación económica de estos proyectos, donde se
aprecia que a contar del año 2017 se generan sobrecostos de operación superiores a los valores de
inversión de este proyecto, lo cual permite dar una señal sobre la fecha óptima de entrada de este proyecto.
Considerando que:




Este proyecto es de bajo costo de inversión respecto a otros proyectos de ampliación de mayor
envergadura.
Se comenzarían a generar sobrecostos de operación a contar del año 2017.
La capacidad de los TTCC generan una limitación sobre estas líneas cercanas al 40%.
Y que la ampliación de esta línea sería muy sensible a cambios en el plan de obras de generación.
Se recomienda que esta obra sea de construcción inmediata, manteniendo la recomendación de puesta en
servicio para el año 2017:

Cambio TTCC Líneas 220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2, año 2017
Tabla 101: Evaluación económica Cambio de TTCC Línea 220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2.
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Año
Sin Proyectos
Con Proyectos
Ahorro
MMUSD
Beneficio
Decisión o VAN
2015
866.22
866.22
0.00
-
-
-
2016
831.48
831.48
0.00
0.082
-0.08
2017
876.70
876.59
0.11
0.082
0.03
Entrada
Proyecto
2018
953.93
953.73
0.20
0.082
0.12
0.12
2019
1,056.66
1,056.29
0.37
0.082
0.29
0.34
2020
1,154.03
1,153.90
0.13
0.082
0.05
0.37
2021
1,222.72
1,222.65
0.07
0.082
-0.01
0.36
0.76
2022
1,349.25
1,348.46
0.79
0.082
0.71
2023
1,489.33
1,481.52
7.80
0.082
7.72
4.72
2024
1,537.26
1,530.26
7.01
0.082
6.92
7.95
2025
1,587.60
1,585.40
2.20
0.082
2.12
8.85
11.78
2026
1,668.69
1,661.02
7.67
0.082
7.59
2027
1,767.33
1,745.86
21.46
0.082
21.38
19.27
2028
1,871.23
1,820.23
50.99
0.082
50.91
35.49
2029
2,010.06
1,943.97
66.09
0.082
66.01
54.61
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 132 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.3.6
Reubicación de paños S/E Crucero en S/E Nueva Crucero Encuentro.
De acuerdo a los análisis presentados en la Sección 5.4.4, el beneficio económico de este proyecto por
ahorro anual en costo de falla de corta duración se puede estimar en 28 MMUSD, lo que significa un VAN
aproximado de 94 MMUSD en 5 años.
6.3.7
Obras corredor 220 kV Encuentro – El Cobre. Crecimientos Minera Esperanza.
De acuerdo a los análisis presentados en la Sección 4.3.5, se identifica la necesidad técnica de la
construcción de los proyectos:


Cambio de TTCC Líneas Encuentro – El Tesoro y El Tesoro – Esperanza.
Nueva Línea 2x220 kV El Cobre – Esperanza, circuito 1, de 290 MVA.
Ambas obras condicionadas al cierre del corredor Encuentro – El Tesoro – Esperanza, y a los crecimientos
de demanda de Minera Esperanza (Informados para el año 2018)
Los proyectos anteriormente mencionados serán evaluados económicamente con el fin de justificar la fecha
recomendada de puesta en servicio de estas obras. Para realizar dicha evaluación se identificarán
restricciones con las cuales debería operar el sistema para cumplir con el criterio de seguridad N-1, en caso
que no se realicen estas obras.
6.3.7.1
Restricciones identificadas
Para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 de este tramo, las contingencias críticas identificadas
fueron las siguientes:



Falla Línea 220 kV Crucero – Laberinto 1 o 2.
Falla Línea 220 kV Encuentro – El Tesoro.
Falla Línea 220 kV El Cobre – Esperanza 1 o 2.
Dada la redistribución de flujos asociadas a estas contingencias, las restricciones operativas identificadas
fueron las siguientes:
Restricciones 1. Tramo Encuentro – El Tesoro
Restricción 1A: Contingencia Línea 220 kV Crucero – Laberinto 1.
𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐸𝑙 𝑇𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1𝐴 ∙ 𝐹𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑏𝑒𝑟𝑖𝑛𝑡𝑜 1 𝑜 2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐸𝑙 𝑇𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜
Restricción 1B. Contingencia Línea 220 kV El Cobre – Esperanza 1 o 2
Con:
𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐸𝑙 𝑇𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1𝐵 ∙ 𝐹𝐸𝑙 𝐶𝑜𝑏𝑟𝑒−𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑛𝑧𝑎 1 𝑜 2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐸𝑙 𝑇𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜
𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1𝐴 = 0.26
,
𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1𝐵 = 0.4
Restricciones 2. Tramo El Tesoro - Esperanza
Restricción 2A: Contingencia Línea 220 kV Crucero – Laberinto 1.
𝐹𝐸𝑙 𝑇𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜−𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑛𝑧𝑎 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 2𝐴 ∙ 𝐹𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑏𝑒𝑟𝑖𝑛𝑡𝑜 1 𝑜 2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝐸𝑙 𝑇𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜−𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑛𝑧𝑎
Restricción 2B. Contingencia Línea 220 kV El Cobre – Esperanza 1 o 2
𝐹𝐸𝑙 𝑇𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜−𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑛𝑧𝑎 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 2𝐵 ∙ 𝐹𝐸𝑙 𝐶𝑜𝑏𝑟𝑒−𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑛𝑧𝑎 1 𝑜 2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝐸𝑙 𝑇𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜−𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑛𝑧𝑎
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Con:
𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1𝐴 = 0.26
Restricciones 3. Tramo El Cobre - Esperanza
,
𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1𝐵 = 0.4
Restricción 3A: Contingencia Línea 220 kV El Cobre – Esperanza 1 o 2.
𝐾3𝐴 ∙ 𝐹𝐸𝑙 𝐶𝑜𝑏𝑟𝑒−𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑛𝑧𝑎 1 𝑜 2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝐸𝑙 𝐶𝑜𝑏𝑟𝑒−𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑛𝑧𝑎 1 𝑜 2
Restricción 3B. Contingencia Línea 220 kV Encuentro – El Tesoro
𝐹𝐸𝑙 𝐶𝑜𝑏𝑟𝑒−𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑛𝑧𝑎 1+2 + 𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐸𝑙 𝑇𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜 < 2 ∙ 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝐸𝑙 𝐶𝑜𝑏𝑟𝑒−𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑛𝑧𝑎 1 𝑜 2
Con:
𝐾3𝐴 = 1.71
Capacidad en MVA a 25°C
Línea
Conductor
TTCC
Protecciones
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza. Circuito Nº1
180
-
-
Línea 220 kV El Cobre - Esperanza. Circuito Nº2
180
-
-
Línea 220 kV El Tesoro - Esperanza
293
182
85
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
327
182
124
Las restricciones mencionadas anteriormente consideran la redistribución de flujos ante contingencias. Si
bien, la redistribución de flujos en las líneas de transmisión es no lineal, y depende del escenario de
despachos considerados, se utilizaron las condiciones de operación más típicas para modelar estas
restricciones, y así poder incorporarlas en las simulaciones de operación económica (Problemas de
optimización lineal).
6.3.7.2
Evaluación económica
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla 102.
Tabla 102: Valores de inversión obras de transmisión corredor 220 kV Encuentro – El Cobre.
Proyectos
Proyecto
1
2
Nueva Línea 2x220 kV El Cobre – Esperanza, circuito 1
Cambio TTCC Líneas 220 kV Encuentro – El Tesoro y El Tesoro - Esperanza
Valores de inversión en MUSD
VI
24,550
401
AVI
2,476
41
COMA
491
8
VAT
2,967
49
En las Tabla 103 y Tabla 104 se presentan los resultados de la evaluación económica de estos proyectos,
donde se aprecia que a contar del año 2019 se generan sobrecostos de operación superiores a los valores
de inversión de estos proyectos, lo cual permite dar una señal sobre la fecha óptima de entrada de estos.
Destacar que:


La entrada de estos proyectos coincide con los crecimientos totales de demanda de Minera
Esperanza (Modelados con 20% 2018 y 100% 2019).
Para la evaluación económica se considera sólo las limitaciones por capacidad de los TTCC, debido
a que las limitaciones por protecciones se pueden tratar a nivel de ajustes y no requerirían
inversiones adicionales.
En base a lo anterior, y los resultados de la evaluación económica, se recomienda:
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo


Cambio TTCC Líneas 220 Encuentro – El Tesoro y El Tesoro - Esperanza, año 2019. Condicionada
al cierre del tramo Encuentro – El Cobre.
Nueva Línea 2x220 kV Esperanza – El Cobre, circuito 1, año 2019. Condicionada a Crecimientos de
Minera Esperanza.
Tabla 103: Evaluación económica Nueva Línea 2x220 kV El Cobre – Esperanza, circuito 1.
Año
Costos totales de Operación MMUSD
Sin Proyectos
Con Proyecto 1
2015
866.22
2016
831.48
VAT
Beneficio económico MMUSD
Ahorro
MMUSD
Beneficio
Decisión o VAN
866.22
0.00
-
-
831.48
0.00
-
-
-
-
2017
876.59
876.59
0.00
-
-
2018
953.79
953.79
0.00
-
-
2019
1,076.06
1,058.52
17.54
2.967
14.58
Entrada Proyecto
2020
1,173.15
1,155.37
17.78
2.967
14.82
25.50
2021
1,265.78
1,223.95
41.84
2.967
38.87
54.70
2022
1,482.93
1,348.52
134.41
2.967
131.44
144.48
2023
1,646.16
1,481.52
164.63
2.967
161.67
244.86
2024
1,684.00
1,530.41
153.59
2.967
150.62
329.88
2025
1,704.42
1,585.93
118.49
2.967
115.52
389.16
2026
1,810.06
1,661.29
148.77
2.967
145.80
457.18
2027
1,949.35
1,745.95
203.40
2.967
200.43
542.18
2028
2,106.79
1,820.26
286.53
2.967
283.56
651.51
2029
2,312.84
1,944.05
368.79
2.967
365.83
779.73
Tabla 104: Evaluación económica Cambios TTCC Líneas 2x220 kV Encuentro – El Tesoro y El Tesoro Esperanza.
Año
Costos totales de Operación MMUSD
VAT Proyecto 2
Con Proyecto 1 Con Proyectos 1 y 2 Ahorro
MMUSD
Beneficio
Beneficio económico MMUSD
2015
866.22
866.22
0.00
-
-
2016
2017
831.48
876.59
831.48
876.59
0.00
0.00
-
-
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
953.79
1,058.52
1,155.37
1,223.95
1,348.52
1,481.52
1,530.41
1,585.93
1,661.29
1,745.95
1,820.26
1,944.05
953.73
1,056.29
1,153.90
1,222.65
1,348.46
1,481.52
1,530.26
1,585.40
1,661.02
1,745.86
1,820.23
1,943.97
0.06
2.23
1.46
1.29
0.06
0.00
0.15
0.53
0.28
0.08
0.02
0.08
0.049
0.049
0.049
0.049
0.049
0.049
0.049
0.049
0.049
0.049
0.049
2.18
1.41
1.24
0.01
-0.05
0.11
0.48
0.23
0.03
-0.02
0.03
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Decisión o VAN
-
Entrada Proyecto 2
3.15
4.08
4.09
4.06
4.12
4.37
4.47
4.49
4.48
4.49
Página 135 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.3.8
Obras corredor 220 kV O’Higgins – Palestina – Domeyko. Crecimientos Minera Zaldívar.
De acuerdo a los análisis presentados en la sección 4.3.1 se identifica la necesidad técnica de la
construcción del proyecto:

Nueva Línea 220 kV O’Higgins - Domeyko, año 2019.
Obra condicionada a los crecimientos de demanda de Minera Zaldívar, o a la Interconexión con el SADI en
un escenario de exportación de energía.
El proyecto anteriormente mencionado será evaluado económicamente con el fin de justificar la fecha
recomendada de puesta en servicio de esta obra. Para realizar dicha evaluación se identificarán restricciones
con las cuales debería operar el sistema para cumplir con el criterio de seguridad N-1, en caso que no se
realice esta obra.
6.3.8.1
Restricciones identificadas
Para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 de este tramo, las contingencias críticas identificadas
fueron las siguientes:


Falla Futuras Líneas 2x220 kV O’Higgins - Domeyko1 o 2 (Actuales Líneas 2x220 kV Atacama Domeyko).
Falla Futuras Líneas 2x220 kV O’Higgins - Domeyko1 o 2 (Actuales Líneas 2x220 kV Atacama Domeyko).
Dada la redistribución de flujos asociadas a estas contingencias, las restricciones operativas identificadas
fueron las siguientes:
Restricción Tramo O’Higgins – Palestina - Domeyko
Restricción por Contingencia Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko 1 o 2.
Con:
𝐹𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠−𝑃𝑎𝑙𝑒𝑠𝑡𝑖𝑛𝑎−𝐷𝑜𝑚𝑒𝑦𝑘𝑜 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1 ∙ 𝐹𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠−𝐷𝑜𝑚𝑒𝑦𝑘𝑜 1 𝑜 2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠−𝑃𝑎𝑙𝑒𝑠𝑡𝑖𝑛𝑎−𝐷𝑜𝑚𝑒𝑦𝑘𝑜
𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 1 = 0.37
Restricción Tramo O’Higgins – Domeyko (Actual Atacama – Domeyko)
Restricción por Contingencia Línea 2x220 kV O’Higgins – Palestina - Domeyko
Con:
𝐹𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠−𝐷𝑜𝑚𝑒𝑦𝑘𝑜 1 𝑜 2 + 𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 2 ∙ 𝐹𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠−𝑃𝑎𝑙𝑒𝑠𝑡𝑖𝑛𝑎−𝐷𝑜𝑚𝑒𝑦𝑘𝑜 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠−𝐷𝑜𝑚𝑒𝑦𝑘𝑜1 𝑜 2
𝐾𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 2 = 0.25
Tabla 105: Capacidad de transmisión actual para línea 220 kV O'Higgins – Palestina - Domeyko
Instalación
Capacidad
térmica (MVA)
Capacidad por
TC (MVA)
Capacidad
Instalación (MVA)
Línea 2x220 kV O'Higgins – Domeyko, c1 o c2
246
365
246
Tramo 220 kV O'Higgins – Palestina
246
365
246
Tramo 220 kV Palestina – Domeyko
246
365
246
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 136 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Las restricciones mencionadas anteriormente consideran la redistribución de flujos ante contingencias. Si
bien, la redistribución de flujos en las líneas de transmisión es no lineal, y depende del escenario de
despachos considerados, se utilizaron las condiciones de operación más típicas para modelar estas
restricciones, y así poder incorporarlas en las simulaciones de operación económica (Problemas de
optimización lineal).
6.3.8.2
Evaluación económica
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla
106.Tabla 106
Tabla 106: Valores de inversión obras de transmisión Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1.
Proyectos
1
Valores de inversión en MUSD
Proyecto
VI
Nueva Línea 2x220 kV O'Higgins - Domeyko, circuito 1 34,144
AVI
COMA
VAT
3,444
683
4,127
En la Tabla 107 se presentan los resultados de la evaluación económica de este proyecto, donde se aprecia
que no se percibirían beneficios a contar del año 2019 por sobrecostos de operación, más aún, los
resultados de las simulaciones indican que la conveniencia económica de este proyecto sería posterior a los
crecimientos de demanda de Minera Zaldívar (2019).
Destacar que:

La entrada de este proyecto no se justifica económicamente con los crecimientos de demanda
informados por Minera Zaldívar (Aproximadamente 100 MW).
En base a lo anterior, y los resultados de la evaluación económica, se recomienda:

Posponer en el caso base la Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins - Domeyko, circuito 1, del año 2019 al
año 2022. Condicionada a Crecimientos de demanda en la zona sur cordillera.
Tabla 107: Evaluación económica Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1
Año
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Sin Proyectos Con Proyecto Ahorro MMUSD
Beneficio económico MMUSD
Beneficio
2015
866.22
866.22
0.00
-
-
2016
2017
831.48
876.59
831.48
876.59
0.00
0.00
-
-
2018
953.73
953.73
0.00
-
-
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
1,056.29
1,153.93
1,223.54
1,350.49
1,492.17
1,536.61
1,628.38
1,763.32
1,879.31
1,960.48
2,181.76
1,056.29
1,153.90
1,223.30
1,348.46
1,481.52
1,530.41
1,585.76
1,661.02
1,745.86
1,820.23
1,943.97
0.00
0.02
0.24
2.03
10.64
6.20
42.62
102.30
133.44
140.25
237.79
4.13
4.13
4.13
4.13
4.13
4.13
4.13
4.13
4.13
4.13
4.13
-4.01
-2.73
-1.71
7.46
29.11
18.20
77.25
138.63
173.56
176.44
276.11
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Decisión o VAN
-
-
Entrada Proyecto
-
Página 137 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.3.9
Nueva Línea 1x220 kV Kapatur – Cochrane. Capacidad de Inyección en S/E Kapatur.
De acuerdo a los análisis presentados en la sección 4.3.2 se identifica la necesidad técnica de la
construcción del proyecto:

Nueva Línea 1x220 kV Kapatur - Cochrane, año 2021.
Obra condicionada a la conexión de generación adicional en S/E Kapatur por sobre los 700 MW.
El proyecto anteriormente mencionado será evaluado económicamente con el fin de justificar la fecha
recomendada de puesta en servicio de esta obra. Para realizar dicha evaluación se identificarán restricciones
con las cuales debería operar el sistema para cumplir con el criterio de seguridad N-1, en caso que no se
realice esta obra.
6.3.9.1
Restricciones identificadas
De los análisis de contingencia realizados en la sección 4.3.2, se identificaron las siguientes restricciones
para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1:
Restricción de Inyección S/E Kapatur: Sólo con Línea 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1 y 2.
Restricción por Contingencia Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko 1 o 2.
𝐺𝐾𝑒𝑙𝑎𝑟 + 𝐺𝐴𝑛𝑔𝑎𝑚𝑜𝑠 1+2 + 𝐺𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑎𝑟𝑏ó𝑛 1+2 < 1550 𝑀𝑊
Restricción de Inyección S/E Kapatur: Con Líneas 2x220 kV Kapatur – O’Higgins 1 y 2 y Nueva Línea 1x220
kV Kapatur - Cochrane.
Restricción por Contingencia Línea 2x220 kV O’Higgins – Palestina - Domeyko
𝐺𝐾𝑒𝑙𝑎𝑟 + 𝐺𝐴𝑛𝑔𝑎𝑚𝑜𝑠 1+2 + 𝐺𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑎𝑟𝑏ó𝑛 1+2 + 𝐺𝐶𝑜𝑐ℎ𝑟𝑎𝑛𝑒 1+2 < 2350 𝑀𝑊
Las restricciones mencionadas anteriormente consideran la redistribución de flujos ante contingencias. Si
bien, la redistribución de flujos en las líneas de transmisión es no lineal, y depende del escenario de
despachos considerados, se utilizaron las condiciones de operación más típicas para modelar estas
restricciones, y así poder incorporarlas en las simulaciones de operación económica (Problemas de
optimización lineal).
6.3.9.2
Evaluación económica
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla 108.
Tabla 108: Valores de inversión obras de transmisión Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane, circuito 1.
Proyectos
Proyecto
1
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - Cochrane, circuito 1
Valores de inversión en MUSD
VI
AVI
COMA
VAT
7,452
752
149
901
En la Tabla 109 se presentan los resultados de la evaluación económica de este proyecto, donde se puede
verificar la conveniencia económica de este proyecto a contar del año 2021, donde los sobrecostos de
operación serían mayores que el costo de inversión estimado para esta obra.
Destacar que:

La entrada de este proyecto se justifica económicamente con la entrada del segundo módulo de
generación a Carbón recomendado para el año 2021 en la futura S/E Kapatur.
En base a lo anterior, y los resultados de la evaluación económica, se recomienda:
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo

Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - Cochrane, circuito 1, año 2021. Condicionada a conexión de
generación en S/E Kapatur por sobre los 700 MW (Adicionales a las centrales en construcción
Cochrane 1, 2 y Kelar).
Tabla 109: Evaluación económica Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane, circuito 1
Año
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Sin Proyectos
Con Proyecto
Ahorro
MMUSD
Beneficio
2015
866.22
866.22
0.00
-
-
Decisión o VAN
-
2016
831.48
831.48
0.00
-
-
-
2017
876.59
876.59
0.00
-
-
-
2018
953.73
953.73
0.00
-
-
2019
1,056.29
1,056.29
0.00
-
-
-
2020
1,153.90
1,153.90
0.00
-
-
-
2021
1,223.30
1,221.87
1.43
0.90
0.53
Entrada Proyecto
2022
1,348.54
1,344.62
3.92
0.90
3.02
-
2023
1,482.02
1,475.26
6.76
0.90
5.85
-
2024
1,530.86
1,524.89
5.97
0.90
5.07
-
2025
1,586.02
1,581.03
4.99
0.90
4.09
-
2026
1,661.47
1,654.76
6.71
0.90
5.81
-
2027
1,746.49
1,736.82
9.67
0.90
8.77
-
2028
1,820.39
1,806.60
13.78
0.90
12.88
-
2029
1,943.98
1,926.61
17.36
0.90
16.46
-
6.3.10 Obras para seguridad de suministro de ciudades.
17
Ver Informe de Abastecimiento Seguro de Ciudades del SNG, publicado con fecha 5 de agosto de 2014 .
17
http://cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_transf_pub_inf_pub.sp_reportes_etapas?p_id_informe=3&p_id_sub_inf=5&p_id_sub_inf_ini=2
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.3.11 Plan definitivo Escenario Base.
Tabla 110: Plan de obras de transmisión definitivo Escenario Base. Obras de transmisión comunes.
N
Obra de Transmisión
Segmento
Estado
Cap.
(MVA)
Año
PES
VI Ref. VAT
Miles USD
1
Nueva Línea 2X220 kV Kapatur- O'Higgins, circuito 1
Adicional
Construcción
840
2016
27,194 3,287
2
Nueva Línea 2X220 kV Kapatur- O'Higgins, circuito 2
Adicional
Construcción
840
2017
14,059 1,699
3
Reubicación de paños S/E Crucero en S/E Nueva Crucero
Encuentro.
Troncal
Recomendada
NA
2018
24,418 2,985
4
Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1
Troncal
Recomendada
180
2019
1,378
167
5
Compensación serie Líneas 220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2.
Troncal
Recomendada
-
2021
6,454
789
6
Cambio TTCC Líneas 2x220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2
Adicional
Recomendada
300
2017
672
82
Compensación Capacitiva S/E Radomiro Tomic
Cambios de TTCC Líneas 220 kV Encuentro - El Tesoro y El
8
Tesoro – Esperanza
9 Nueva Línea 2x220 kV El Cobre – Esperanza, circuito1
10 Compensación Capacitiva S/E Cóndores
Adicional
Recomendada
120
2018
2,958
362
11 Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane, circuito 1
Adicional
12 Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1
Adicional
7
Condicionada
300
2019
401
49
Adicional
Adicional
Condicionada
Recomendada
Evaluar
Escenarios
Evaluar
Escenarios
290
60
2019
2020
2,455
1,716
297
210
700
2021
7,452
901
365
2023
34,144 4,127
2016
2.000
245
2016
2016
3,000
6,500
363
795
Subtransmisión
Recomendada
Subtransmisión
Subtransmisión
Recomendada
Recomendada
152
305
150
150
Subtransmisión
Recomendada
150
2017
11,000 1,345
17 Nueva Línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota, circuito 1
Subtransmisión
Recomendada
180
2019
47,591 5,752
18 Compensación Capacitiva S/E Pozo Almonte y Parinacota
Subtransmisión
Recomendada
40
2021
13
14
15
16
Cambio de TTCC Líneas 110 kV Capricornio – Antofagasta y
Antofagasta – Alto Norte.
Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta – Esmeralda
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E Capricornio
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra y seccionamiento
Línea 220 kV O’Higgins – Coloso.
Adicional
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
-
-
Comentario
Kelar y Crecimiento de demanda MEL
(OGP1)
Crecimientos de demanda MEL (EWS)
Evitar ampliación de barras S/E Crucero y
aumento seguridad de suministro del SING
por fallas en S/E Crucero. Reubicación 7
paños.
Levanta restricción del tramo Tarapacá Lagunas
Crecimiento de demanda Quebrada Blanca
Limitan líneas al 40% de su capacidad.
Entrada de centrales en S/E Kapatur y
Crecimientos demanda Minera Escondida.
Crecimiento de demanda R.Tomic
Crecimientos de demanda Minera
Esperanza
Crecimiento de demanda Quebrada Blanca
Conexión de generación en Kapatur (Sobre
700 MW). KELAR+IEM.
Crecimientos de demanda de Minera
Zaldívar
Seguridad de suministro ciudades zona sur
del SING, Antofagasta, Antofagasta, La
Negra y Alto Norte.
Seguridad de suministro zona norte del
SING, Arica, Iquique y Pozo Almonte
Calidad de suministro zona norte del SING
Arica, Iquique y Pozo Almonte
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.4
ESCENARIO INTERCONEXIÓN SING-SIC CENTRO.
En la Tabla 111 se presentan las obras de transmisión identificadas en la sección 4.4, que permiten evitar
futuras congestiones en el SING en el escenario que se alcancen las máximas transferencias que podría
permitir la línea de interconexión entre el SIC y el SING, esto es, 1500 MW máximos en ambas direcciones.
Sin embargo lo anterior, los niveles de transferencia máximos para los cuales estaría dimensionada la línea
de interconexión no necesariamente se alcanzarían en los primeros años en que ambos sistemas operarían
interconectados, lo que en esta sección dichos proyectos serán evaluados económicamente.
Tabla 111: Obras necesarias técnicamente, escenario Interconexión SING-SIC Centro.
N
Obra de Transmisión
Cap. (*)
(MVA)
Año
PES
Vi Ref.
1-18
Obras de transmisión comunes Tabla 110
-
-
-
-
19
20
Nueva Línea 2x220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro, circuito 1
Nueva Línea 2x220 kV Miraje – Nueva Crucero Encuentro, circuito 1
Nueva Línea 2x500 kV Kapatur – Nueva Crucero Encuentro energizada
en 220kV, circuito 1
500
700
2021
2021
5,614
14,419
679
1,743
Plan de obras definitivo
Escenario Base.
Nueva
Nueva
700
2021
64,715
7,821
Nueva
21
VAT
Miles USD
Comentario
Con el fin de definir las fechas óptimas de puesta en servicio de estos proyectos de expansión, dicho
proyectos serán evaluados económicamente en términos de sus costos de inversión y los costos de
operación y falla del sistema. Para realizar dichas evaluaciones, se identificaron restricciones con las cuales
debería operar el sistema para cumplir con el criterio de seguridad N-1, con y sin la ejecución de estos
proyectos.
6.4.1
Restricciones identificadas
En el escenario de Interconexión SING-SIC Centro se identificaron restricciones para las máximas
transferencias de diseño de la interconexión en las siguientes líneas:



Línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro.
Línea 220 kV Miraje –Encuentro.
Línea 220 kV Central Atacama – Miraje.
Las contingencias críticas identificadas para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 de estas líneas,
corresponden particularmente a fallas en sus circuitos paralelos.
Dada la redistribución de flujos por las líneas asociadas a estas contingencias, las restricciones operativas
identificadas para cada una fueron las siguientes:
1-Restricción Línea Nueva Crucero Encuentro – Encuentro


Inyección SIC: Limita inyecciones del SIC a valores cercanos a los 1200 MW.
Retiro SIC: Limita inyecciones del SIC a valores cercanos a los 1300 MW.
|𝐹𝑁𝑢𝑒𝑣𝑎 𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜 𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜 1+2 | < 500
2-Restricción Línea Miraje– Encuentro

Retiro SIC: Limita retiro del SIC a valores cercanos a los 1000 MW.
𝐹𝑀𝑖𝑟𝑎𝑗𝑒−𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜 1+2 < 250
3-Restricción Línea Central Atacama – Miraje

Retiro SIC: Limita retiro del SIC a valores cercanos a los 1200 MW.
𝐹𝐶𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 𝐴𝑡𝑎𝑐𝑎𝑚𝑎−𝑀𝑖𝑟𝑎𝑗𝑒 1+2 < 425
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 141 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Se debe destacar, que de acuerdo a las condiciones simuladas en los escenarios de expansión de largo
plazo que consideran a los sistemas SIC y SING interconectados, las transferencias desde el SIC al SING no
superarían los 1000 MW en el horizonte evaluado, lo que indicaría que las restricciones 2 y 3 no se
implicarían sobrecostos de operación en el escenario evaluado. En base a lo anterior, las obras de expansión
que permiten levantar estas restricciones (obras 20 y 21 de la Tabla 111) no serán recomendadas
inicialmente, y se postergará su decisión con el fin de tener mayor certeza en la información futura para
decidir sobre la recomendación de estos proyectos.
6.4.2
Evaluaciones económicas
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla 112.
Tabla 112: Valores de inversión de proyectos evaluados para escenario de Interconexión SING-SIC Centro.
Valores de inversión en MUSD
N
Proyecto
VI
AVI
COMA
VAT
1
Nueva Línea 2x220 kV Nueva Crucero Encuentro - Encuentro, circuito 1
5,614
566
112
679
2
Nueva Línea 2x220 kV Nueva Encuentro - Nueva Crucero Encuentro, circuito 1
14,419
1,454
288
1,743
3 Nueva Línea 2x5000 kV Kapatur - Nueva Crucero Encuentro, energizada 220 kV, circuito 1 64,715
6,527
1,294
7,821
En la Tabla 113 se presenta los resultados de la evaluación económica de este proyecto, donde se aprecia
que a contar del año 2021 se generan sobrecostos de operación superiores al valor de inversión de este
proyecto, lo cual indica la necesidad de esta obra ante un escenario de interconexión en la zona centro.
De las evaluaciones económicas presentadas en la Tabla 90, se debe destacar que los beneficios
económicos asociados a este proyecto no son muy elevados, considerando que en el escenario de
interconexión simulado las inyecciones desde el SIC al SING solo superarían los 1200 MW para condiciones
de operación muy particulares. Sin embargo lo anterior, dada la incertidumbre de los futuros escenarios de
expansión de los sistemas, la incertidumbre por la variabilidad hidrológica (Se realizan simulaciones con
hidrologías históricas), y el bajo costo de inversión de este proyecto, los beneficios asociados a esta obra
podrían aumentar considerablemente en alguna otra condición que considere en mayor medida al SIC como
exportador.
Tabla 113: Evaluación económica Nueva Línea 2x220 kV Nueva Crucero – Encuentro, circuito 1.
Año
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Sin P1
Con P1
Ahorro
MMUSD Beneficio Decisión o VAN acumulado
2015
2,122.43
2,122.43
0.00
-
-
2016
2017
2,020.48
2,263.64
2,020.48
2,263.64
0.00
0.00
-
-
2018
2,293.52
2,293.52
0.00
0.00
-
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2,562.25
2,692.69
2,742.05
3,044.51
3,347.87
3,329.17
3,585.52
3,801.80
3,899.71
4,264.98
4,083.62
2,562.25
2,692.69
2,741.26
3,043.47
3,346.87
3,328.77
3,584.39
3,801.23
3,899.34
4,264.70
4,081.88
0.00
0.00
0.78
1.05
1.00
0.40
1.13
0.57
0.37
0.27
1.74
0.00
0.00
0.68
0.68
0.68
0.68
0.68
0.68
0.68
0.68
0.68
0.11
0.37
0.33
-0.27
0.45
-0.10
-0.31
-0.40
1.06
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
-
-
Entrada Proyectos
0.41
0.65
0.46
0.74
0.69
0.53
0.34
0.79
Página 142 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.4.3
Plan de obras recomendado escenario de Interconexión SING-SIC Centro.
Las obras de transmisión recomendadas para este escenario se presentan en la Tabla 114.
Tabla 114: Obras de transmisión recomendadas, escenario Interconexión SING-SIC Centro.
N
Obra de Transmisión
Cap. (*)
(MVA)
Año
PES
Vi Ref.
1-18
Obras de transmisión comunes Tabla 110
-
-
-
-
Plan de obras definitivo
Escenario Base.
19
Nueva Línea 2x220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro, circuito 1
500
2021
5.614
679
Nueva
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
VAT
Miles USD
Comentario
Página 143 de 202
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.5
ESCENARIO INTERCONEXIÓN SING-SIC COSTA.
En la Tabla 115 se presentan las obras de transmisión identificadas en la Sección 4.5, que permiten evitar
futuras congestiones en el SING en el escenario que se alcancen las máximas transferencias que podría
permitir la línea de interconexión entre el SIC y el SING, esto es, 1500 MW máximos en ambas direcciones.
Sin embargo lo anterior, los niveles de transferencia máximos para los cuales estaría dimensionada la línea
de interconexión no necesariamente se alcanzarían en los primeros años en que ambos sistemas operarían
interconectados, lo que en esta sección dichos proyectos serán evaluados económicamente.
Tabla 115: Obras necesarias técnicamente, escenario Interconexión SING-SIC Costa.
N
Obra de Transmisión
Cap. (*)
(MVA)
Año
PES
Vi Ref.
VAT
1-18
Obras de transmisión comunes Tabla 110
-
-
-
-
11
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane, circuito 1
700
2019
901
901
21
Nueva Línea 2x500 kV Kapatur – Nueva Crucero Encuentro energizada
en 220kV, circuito 1
700
2019
7,821
7,821
Comentario
Miles USD
Plan de obras definitivo
Escenario Base.
Modificado año respecto al
Plan Base
Nueva
Con el fin de definir las fechas óptimas de puesta en servicio de estos proyectos de expansión, dicho
proyectos serán evaluados económicamente en términos de sus costos de inversión y los costos de
operación y falla del sistema. Para realizar dichas evaluaciones, se identificaron restricciones con las cuales
debería operar el sistema para cumplir con el criterio de seguridad N-1, con y sin la ejecución de estos
proyectos.
6.5.1
Restricciones identificadas
En el escenario de Interconexión SING-SIC Costa se identificaron restricciones para las máximas
transferencias de diseño de la interconexión en las siguientes líneas:



Línea 220 kV Kapatur – O’Higgins.
Futura Línea 220 kV Atacama – O’Higgins.
Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins.
Las contingencias críticas identificadas para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 de estas líneas,
corresponden particularmente a fallas en sus circuitos paralelos.
Dada la redistribución de flujos por las líneas asociadas a estas contingencias, las restricciones operativas
identificadas para cada una fueron las siguientes:
1-Restricción Línea Kapatur - O’Higgins

Inyección SIC: Limita inyecciones del SIC a valores inferiores a 1500 MW (1550 MW máximos en
S/E Kapatur considerando centrales Kelar y Cochrane).
𝐹𝐸𝑛𝑙𝑎𝑐𝑒−𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1 + 0.63 ∙ 𝐹𝐸𝑛𝑙𝑎𝑐𝑒−𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝐸𝑛𝑙𝑎𝑐𝑒−𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1
2-Restricción Línea Atacama – O’Higgins



Retiro SIC: Limita retiro del SIC a valores cercanos a los 1000 MW.
Inyección SIC: Limita inyecciones del SIC a valores cercanos a los 1000 MW.
Ambos casos dependiendo de los despachos SING considerados.
|0.8 ∙ 𝐹𝐴𝑡𝑎𝑐𝑎𝑚𝑎−𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1+2 | < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝐴𝑡𝑎𝑐𝑎𝑚𝑎−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
3-Restricción de inyección en S/E Kapatur

Inyección SIC: Limite variable dependiendo de los despachos de centrales en S/E Kapatur
𝐹+𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑜𝑛𝑒𝑥𝑖ó𝑛 𝑆𝐼𝐶−𝑆𝐼𝑁𝐺 + 𝐺𝐴𝑛𝑔𝑎𝑚𝑜𝑠 1+2 + 𝐺𝐾𝑒𝑙𝑎𝑟 < 1550
Para levantar las restricciones anteriores se proponen los proyectos 11 y 21 de la Tabla 115, donde de
acuerdo a los análisis de contingencia se puede concluir lo siguiente:
1) Con la Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane se eliminan las restricciones 1 y 2 y se modifica la
restricción 3 a la siguiente:
2)
𝐹+𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑜𝑛𝑒𝑥𝑖ó𝑛 𝑆𝐼𝐶−𝑆𝐼𝑁𝐺 + 𝐺𝐴𝑛𝑔𝑎𝑚𝑜𝑠 1+2 + 𝐺𝐾𝑒𝑙𝑎𝑟 +𝐺𝐶𝑜𝑐ℎ𝑟𝑎𝑛𝑒 1+2 < 2350
Adicionalmente al proyecto anterior, con la Nueva Línea entre S/E Kapatur y Nueva Crucero
Encuentro se modifica nuevamente la restricción 3 a la siguiente:
𝐹+𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑜𝑛𝑒𝑥𝑖ó𝑛 𝑆𝐼𝐶−𝑆𝐼𝑁𝐺 + 𝐺𝐴𝑛𝑔𝑎𝑚𝑜𝑠 1+2 + 𝐺𝐾𝑒𝑙𝑎𝑟 +𝐺𝐶𝑜𝑐ℎ𝑟𝑎𝑛𝑒 1+2 < 2600
Se debe destacar, que de acuerdo a las condiciones simuladas en los escenarios de expansión de largo
plazo que consideran a los sistemas SIC y SING interconectados, cuando se producen las máximas
inyecciones desde el SIC al SING, en general se desplaza generación más cara en el SING y por lo tanto
bajaría la generación local en S/E Kapatur, en caso contrario, para los máximos retiros del SIC, este impacto
se vería atenuado considerando la gran presencia de generación local en S/E Kapatur en el escenario en
que se encuentran interconectadas las S/E Kapatur y Cochrane.
6.5.2
Evaluaciones económicas
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla 116.
Tabla 116: Valores de inversión de proyectos evaluados para escenario de Interconexión SING-SIC Costa.
Proyectos
Proyecto
1
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - Cochrane, circuito 1
Nueva Línea 2x5000 kV Kapatur - Nueva Crucero Encuentro, energizada 220 kV,
c1
2
Valores de inversión en MUSD
VI
AVI
COMA
VAT
7,452.0
752.0
149
901
64,715.0
6,527
1,294
7,821
En la Tabla 117 se presenta los resultados de la evaluación económica de este proyecto, donde se aprecia
que a contar del año 2019 se generan sobrecostos de operación superiores al valor de inversión de este
proyecto, lo cual indica la necesidad de esta obra ante un escenario de interconexión en la zona de
Mejillones.
De las evaluaciones económicas realizadas, se debe destacar que los beneficios económicos asociados al
segundo proyecto son bastante bajos e inferiores a su valor de inversión, por lo que dicha recomendación de
expansión será postergada hasta tener mayor certeza de los escenarios futuros de expansión y precios del
parque generador de ambos SIC y SING.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 145 de 202
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Tabla 117: Evaluación económica Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - Cochrane, circuito 1.
Año
6.5.3
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Sin P1
Con P1 (2019)
Ahorro
MMUSD Beneficio Decisión o VAN acumulado
2015
2,123.51
2,123.51
0.00
-
-
-
2016
2,020.64
2,020.64
0.00
-
-
-
2017
2,263.88
2,263.88
0.00
-
-
-
2018
2,300.91
2,300.91
0.00
-
-
-
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2,507.20
2,616.58
2,754.70
3,068.01
3,357.28
3,344.64
3,588.52
3,818.92
3,900.26
4,271.47
4,102.80
2,505.83
2,614.57
2,753.32
3,051.00
3,348.61
3,339.84
3,583.16
3,810.27
3,894.50
4,267.93
4,087.75
1.36
2.00
1.38
17.01
8.66
4.79
5.36
8.65
5.76
3.54
15.05
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.46
1.10
0.48
16.11
7.76
3.89
4.46
7.74
4.86
2.64
14.14
Entrada Proyectos
1.33
1.69
12.69
17.51
19.71
25.01
25.61
27.67
28.69
33.65
Plan de obras recomendado escenario de Interconexión SING-SIC Costa.
Las obras de transmisión recomendadas para este escenario se presentan en la Tabla 118.
Tabla 118: Obras de transmisión recomendadas, escenario Interconexión SING-SIC Costa.
VI Ref. VAT
Miles USD
N
Obra de Transmisión
Cap. (*)
(MVA)
Año
PES
1-18
Obras de transmisión comunes Tabla 110
-
-
-
-
11
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane, circuito 1
700
2019
7452
901
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Comentario
Plan de obras definitivo
Escenario Base.
Modificado año respecto al
Plan Base
Página 146 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.6
ESCENARIO INTERCONEXIÓN SING-SADI
En la Tabla 116 se presentan las obras de transmisión identificadas en la Sección 4.7, que permiten evitar
futuras congestiones en el SING en el escenario que se alcancen las máximas transferencias hacia el SADI
informadas por el promotor de este proyecto.
Tabla 119: Obras necesarias técnicamente, escenario Interconexión SING-SADI.
N
Obra de Transmisión
Cap.
(*)
(MVA)
Año
PES
1-18
Obras de transmisión comunes Tabla 110
-
-
12
Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1
365
2016
34,144 4,127
11
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane, circuito 1
700
2016
7,452
901
22
Reubicación Bombeos Línea 220 kV O’Higgins – Palestina –
Domeyko en líneas paralelas.
-
2019
-
-
Vi Ref.
VAT
Miles USD
-
-
Comentario
Plan de obras definitivo
Escenario Base.
Modificado año respecto al
Plan Base
Modificado año respecto al
Plan Base
Nueva o Modificado año
respecto al Plan Base
Si bien, no es del todo representativa realizar una evaluación económica para este escenario por no disponer
de información relativa a la operación económica del SADI, se considerará a este proyecto como un retiro
neto de energía, considerando un escenario de precios de la energía más bajos en el SING que en el norte
del SADI. Dicho retiro neto de demanda será considerado al límite de lo informado por su promotor, esto es
250 MW, y se evaluará el impacto de las restricciones que se podrían levantar en el sistema para esta
condición de operación en forma permanente.
Con el fin de definir las fechas óptimas de puesta en servicio de estos proyectos de expansión, dicho
proyectos serán evaluados económicamente en términos de sus costos de inversión y los costos de
operación y falla del sistema. Para realizar dichas evaluaciones, se identificaron restricciones con las cuales
debería operar el sistema para cumplir con el criterio de seguridad N-1, con y sin la ejecución de estos
proyectos.
6.6.1
Restricciones identificadas
En el escenario de Interconexión SING-SADI se identificaron restricciones para la máxima transferencia de
250 MW en las siguientes líneas:



Líneas 220 kV Mejillones – O’Higgins.
Futura Línea 220 kV Atacama – O’Higgins.
Línea 220 kV O’Higgins - Domeyko.
Las contingencias críticas identificadas para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 de estas líneas,
corresponden particularmente a fallas en sus circuitos paralelos, salvo en el caso de la Línea 220 kV
Mejillones – O’Higgins, donde las contingencias críticas evaluadas son en las líneas Chacaya – Mantos
Blancos y Kapatur – O’Higgins.
Dada la redistribución de flujos por las líneas asociadas a estas contingencias, las restricciones operativas
identificadas para cada una fueron las siguientes:
1-Restricciones Línea Mejillones - O’Higgins

Contingencia Línea Chacaya – Mantos Blancos
𝐹𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 + 0.33 ∙ 𝐹𝐶ℎ𝑎𝑐𝑎𝑦𝑎−𝑀𝑎𝑛𝑡𝑜𝑠 𝐵𝑙𝑎𝑛𝑐𝑜𝑠 < 𝐹𝑀𝑎𝑥_𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo

. Contingencia Línea Kapatur – O’Higgins 1 o 2
𝐹𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 + 0.1 ∙ 𝐹𝐸𝑛𝑙𝑎𝑐𝑒−𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1+2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥_𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠
𝐹𝑀𝑎𝑥_𝑀𝑒𝑗𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 = 260 𝑀𝑉𝐴,
2-Restricción Línea Atacama – O’Higgins
0.8 ∙ 𝐹𝐴𝑡𝑎𝑐𝑎𝑚𝑎−𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1+2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝐴𝑡𝑎𝑐𝑎𝑚𝑎−𝑂′𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠 1
3-Restricción Línea O’Higgins - Domeyko
𝐹𝑂𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠−𝑃𝑎𝑙𝑒𝑠𝑡𝑖𝑛𝑎−𝐷𝑜𝑚𝑒𝑦𝑘𝑜 + 0.185 ∙ 𝐹𝐹𝑢𝑡𝑢𝑟𝑎𝑠 𝑂𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠−𝐷𝑜𝑚𝑒𝑦𝑘𝑜 1+2 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠−𝑃𝑎𝑙𝑒𝑠𝑡𝑖𝑛𝑎−𝐷𝑜𝑚𝑒𝑦𝑘𝑜
𝐹𝑀𝑎𝑥 𝑂′ 𝐻𝑖𝑔𝑔𝑖𝑛𝑠−𝑃𝑎𝑙𝑒𝑠𝑡𝑖𝑛𝑎−𝐷𝑜𝑚𝑒𝑦𝑘𝑜 = 245 𝑀𝑉𝐴
Para levantar las restricciones anteriores se proponen los proyectos 11 y 12 de la Tabla 119, donde de
acuerdo a los análisis de contingencia se puede concluir lo siguiente:
1) Con la Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane se mitigan las restricciones 1 y 2
2) Con la Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko se mitiga la restricción 3
6.6.2
Evaluaciones económicas
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla 120.
Tabla 120: Valores de inversión de proyectos evaluados para escenario de Interconexión SING-SADI.
Proyectos
1
2
Valores de inversión en MUSD
Proyecto
VI
AVI
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - Cochrane, circuito 1
7,452.0
752
Nueva Línea 2x220 kV O'Higgins - Domeyko, circuito 1 34,200.00 3,444
COMA
VAT
149
683
901
4,127
En las Tabla 121 y Tabla 122 se presentan los resultados de la evaluación económica de este proyecto,
donde se aprecia que a contar de los años 2016 y 2019 se generan sobrecostos de operación superiores al
valor de inversión de este proyecto, para los proyectos 1 y 2 de la Tabla 120 respectivamente. Dichos
resultados permiten entregar la señal de inversión para los proyectos en evaluación.
Tabla 121: Evaluación económica Nueva Línea 2x220 kV Kapatur - Cochrane, circuito 1, SING-SADI.
Año
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Costos totales de Operación MMUSD
Sin P1
Con P1 (2016)
Ahorro
983.45
1,117.11
1,152.41
1,213.83
1,339.95
1,577.94
1,677.62
1,899.21
2,122.81
2,098.00
2,315.17
2,515.43
2,653.48
2,719.04
3,000.81
983.45
1,116.14
1,147.91
1,208.87
1,332.07
1,571.69
1,655.40
1,822.20
2,014.62
2,002.70
2,221.46
2,400.93
2,473.36
2,469.62
2,659.97
0.00
0.97
4.50
4.97
7.88
6.24
22.22
77.01
108.20
95.30
93.71
114.50
180.11
249.42
340.85
VAT
Beneficio económico MMUSD
MMUSD Beneficio Decisión o VAN acumulado
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
0.901
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
0.07
3.60
4.07
6.98
5.34
21.32
76.11
107.30
94.40
92.81
113.60
179.21
248.52
339.94
Entrada Proyecto
3.04
6.09
10.86
14.17
26.21
65.26
115.32
155.35
191.14
230.95
288.05
360.04
449.56
Página 148 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Tabla 122: Evaluación económica Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins - Domeyko, circuito 1, SING-SADI.
Año
6.6.3
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Con P1 (2016)
Con P1+P2
Ahorro MMUSD Beneficio
2015
983.45
983.45
0.00
-
-
Decisión o VAN
-
2016
1,116.14
1,116.14
0.00
-
-
-
2017
1,147.91
1,147.04
0.86
4.13
-3.267
-
2018
1,208.87
1,205.79
3.08
4.13
-1.051
-
2019
1,332.07
1,299.95
32.11
4.13
27.99
Entrada Proyecto
2020
1,571.69
1,392.62
179.07
4.13
174.95
2021
1,655.40
1,473.01
182.39
4.13
178.26
2022
1,822.20
1,602.41
219.79
4.13
215.66
2023
2,014.62
1,746.58
268.03
4.13
263.91
2024
2,002.70
1,784.72
217.98
4.13
213.85
2025
2,221.46
1,837.77
383.69
4.13
379.56
2026
2,400.93
1,919.66
481.27
4.13
477.14
2027
2,473.36
1,983.93
489.43
4.13
485.31
2028
2,469.62
2,041.98
427.63
4.13
423.51
-
2029
2,659.97
2,159.30
500.67
4.13
496.54
-
Plan de obras recomendado escenario de Interconexión SING-SADI
Las obras de transmisión recomendadas para este escenario se presentan en la Tabla 123.
Tabla 123: Obras de transmisión recomendadas, escenario Interconexión SING-SADI.
N
Obra de Transmisión
Cap.
(*)
(MVA)
Año
PES
1-18
Obras de transmisión comunes Tabla 110
-
-
12
Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1
365
2016
34,144 4,127
11
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane, circuito 1
700
2016
7,452
Vi Ref.
VAT
Miles USD
-
-
901
Comentario
Plan de obras definitivo
Escenario Base.
Modificado año respecto al
Plan Base
Modificado año respecto al
Plan Base
Si bien, en las evaluaciones económicas el valor anual de transmisión de la Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins
– Domeyko sería mayor al ahorro en costos de operación sólo a contar del año 2019, estas evaluaciones
serían sólo referenciales debido a que no existe certeza del tratamiento económico de la interconexión, ni de
los beneficios netos que percibiría el SING al abastecer la demanda del SADI. En base a lo anterior, y
considerando los análisis de flujos de potencia, se recomienda mantener el año de recomendación de este
proyecto condicionado a la Interconexión SING-SADI, con el fin de evitar posibles futuras restricciones que
se identificaron para la máxima demanda en S/E Escondida, Domeyko, Nueva Zaldívar y las máximas
transferencias (250 MW) desde el SING al SADI informadas por el promotor de este proyecto.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 149 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.7
ESCENARIO COLLAHUASI
En la Tabla 124 se presentan las obras de transmisión identificadas en la sección 4.6, que permiten evitar
futuras congestiones en el SING en un escenario de aumento de demanda en S/E Collahuasi, ante un
posible desarrollo de proyectos mineros informados en procesos de expansión anteriores.
Tabla 124: Obras necesarias técnicamente, escenario Collahuasi.
N
Obra de Transmisión
Cap.
(*)
(MVA)
Año
PES
1-18
Obras de transmisión comunes Tabla 110
-
-
-
-
-
2020
6.454
789
120
170
170
170
2020
2020
2020
2021
8,040
972
37,977 4,590
18,806 2,273
Compensación serie Líneas 220 kV Encuentro – Lagunas 1 y
2.
Compensación Capacitiva S/E Collahuasi
Aumento Capacidad Línea Encuentro – Collahuasi 1
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 1
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 2
5
-
Vi Ref.
VAT
Miles USD
Comentario
Plan de obras definitivo
Escenario Base.
Modificado año respecto al
Plan Base
Nueva
Nueva
Nueva
Nueva
Este Escenario es el que presenta mayores diferencias con respecto al Base, ya que al considerar la entrada
de nuevos proyectos de Minera Collahuasi, el corredor Centro – Norte se ve exigido.
Lo anterior hace necesaria la construcción de nuevos circuitos Encuentro – Collahuasi, la ampliación del
circuito 1, y aumentos en la compensación capacitiva de la zona norte.
Con el fin de definir las fechas óptimas de puesta en servicio de estos proyectos de expansión, dicho
proyectos serán evaluados económicamente en términos de sus costos de inversión y los costos de
operación y falla del sistema. Para realizar dichas evaluaciones, se identificaron restricciones con las cuales
debería operar el sistema para cumplir con el criterio de seguridad N-1, con y sin la ejecución de estos
proyectos.
6.7.1
Restricciones identificadas
Para este escenario se identificaron restricciones en el corredor centro – norte al año 2020, coincidiendo con
las fechas de entrada informadas para proyectos de Minera Quebrada Blanca y de Minera Collahuasi (En
este escenario).
Las contingencias críticas identificadas para el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 del corredor Centro
- Norte, corresponden particularmente a fallas en la Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 2, dada la baja
capacidad de la Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 1 (122 MVA), la que limitaría la capacidad del corredor
centro-norte en la medida que el tramo Encuentro – Collahuasi – Lagunas se encuentre enmallado con el
tramo Encuentro - Crucero - Lagunas.
Dada la redistribución de flujos por los tramos asociadas a la contingencia crítica anteriormente mencionada,
las restricciones operativas identificadas para el corredor Centro – Norte fueron las siguientes:
1-Restricciones Corredor Centro - Norte

Contingencia crítica Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 2.
𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 + 𝐹𝐶𝑟𝑢𝑐𝑒𝑟𝑜−𝐿𝑎𝑔𝑢𝑛𝑎𝑠 1+2 + 𝐹𝐸𝑛𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝐶𝑜𝑙𝑙𝑎ℎ𝑢𝑎𝑠𝑖 1+2…𝑁 < 𝐹𝑀𝑎𝑥 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑑𝑜𝑟 𝐶𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜−𝑁𝑜𝑟𝑡𝑒
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
N
Con Proyectos
1
2
3
4
5
6
Actual 2014
+Línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2
+ Compensación serie Líneas 220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2.
+Ampliación Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 1
+Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 1
+Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 2
Flujo Máximo
Corredor Centro –
Norte (MVA)
400
610
750
876
1030
1150
Las restricciones mencionadas anteriormente consideran la redistribución de flujos ante contingencias. Si
bien, la redistribución de flujos en las líneas de transmisión es no lineal, y depende del escenario de
despachos y localización de demanda considerada, se utilizaron las condiciones de operación más típicas
para modelar estas restricciones, y así poder incorporarlas en las simulaciones de operación económica
(Problemas de optimización lineal). En este escenario, se consideraron los futuros crecimientos de demanda
distribuidos entre S/E Lagunas (M. Quebrada Blanca) y S/E Collahuasi (M. Collahuasi).
6.7.2
Evaluaciones económicas
Los valores de inversión considerados para estos proyectos en evaluación se presentan en la Tabla 125.
Tabla 125: Valores de inversión de proyectos evaluados para escenario Collahuasi.
Proyectos
1
2
3
4
Valores de inversión en MUSD
Proyecto
VI
Compensación Serie Línea 2x220 kV Encuentro - Lagunas 1 y 2 6,454
Aumento de Capacidad Línea 220 kV Encuentro - Collahuasi 1
8,040
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro - Collahuasi, circuito 1
37,977
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro - Collahuasi, circuito 2
18,806
AVI
COMA
VAT
660
811
3,830
1,897
129
161
760
376
789
972
4,590
2,273
En la Tabla 126, Tabla 127, Tabla 128 y Tabla 129 se presentan los resultados de las evaluaciones
económicas de estos proyectos, donde se identificaron beneficios económicos para el proyecto 1 a contar del
año 2020, y para los proyectos 2 y 3 a contar del año 2021. Para el caso del proyecto 4, no se identificó
conveniencia económica, a consecuencia de la presencia de proyectos de generación en la zona norte que
permite relajar las exigencias sobre el sistema de transmisión.
Tabla 126: Evaluación económica Compensación serie Línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2.
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Sin Proyectos Con P1 (2020) Ahorro MMUSD Beneficio Decisión o VAN acumulado
2015
974.11
974.11
0.00
Año
2016
900.10
900.10
0.00
-
-
2017
951.84
951.84
0.00
-
2018
1,021.47
1,021.47
0.00
-
-
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
1,102.28
1,260.40
1,911.30
1,591.90
1,698.25
1,803.14
1,906.41
2,022.31
2,116.87
2,353.65
2,398.09
1,102.28
1,250.32
1,613.51
1,538.00
1,691.91
1,781.65
1,864.88
1,951.94
2,043.36
2,194.74
2,245.43
0.00
10.09
297.79
53.89
6.35
21.49
41.53
70.37
73.51
158.91
152.66
0.789
0.789
0.789
0.789
0.789
0.789
0.789
0.789
0.789
0.789
9.30
297.00
53.10
5.56
20.70
40.75
69.58
72.72
158.13
151.87
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
-
Entrada Proyecto
253.90
293.80
297.60
310.45
333.45
369.16
403.08
470.14
528.70
Página 151 de 202
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Tabla 127: Evaluación económica aumento de Capacidad Línea 220 kV Encuentro - Collahuasi 1.
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Con P1
Con P1+P2
Ahorro MMUSD Beneficio Decisión o VAN
2015
974.11
974.11
0.00
Año
-
2016
2017
900.10
951.84
900.10
951.84
0.00
0.00
-
-
2018
1,021.47
1,021.47
0.00
-
-
2019
1,102.28
1,102.28
0.00
-
-
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
1,250.32
1,613.51
1,538.00
1,691.91
1,781.65
1,864.88
1,951.94
2,043.36
2,194.74
2,245.43
1,250.32
1,466.75
1,531.69
1,691.57
1,778.64
1,856.83
1,936.84
2,025.46
2,129.09
2,163.99
0.00
146.76
6.32
0.34
3.01
8.05
15.10
17.89
65.65
81.44
0.97
0.97
0.97
0.97
0.97
0.97
0.97
0.97
0.97
0.97
-0.966
145.80
5.35
-0.63
2.05
7.08
14.13
16.93
64.68
80.48
-
Entrada Proyecto
576.44
576.28
576.77
578.31
581.10
584.15
594.73
606.69
Tabla 128: Evaluación económica Nueva Línea 2x220 kV Encuentro - Collahuasi, circuito 1.
Año
2015
2016
2017
2018
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Con P1+P2 Con P1+P2+P3 Ahorro MMUSD Beneficio Decisión o VAN
974.11
974.11
0.00
900.10
900.10
0.00
951.84
951.84
0.00
1,021.47
1,021.47
0.00
-
2019
1,102.28
1,102.28
0.00
-
-
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
1,250.32
1,466.75
1,531.69
1,691.57
1,778.64
1,856.83
1,936.84
2,025.46
2,129.09
2,163.99
1,248.75
1,434.73
1,529.09
1,690.15
1,776.75
1,854.03
1,932.24
2,020.68
2,103.75
2,122.69
1.57
32.02
2.60
1.42
1.89
2.80
4.60
4.78
25.34
41.30
4.59
4.59
4.59
4.59
4.59
4.59
4.59
4.59
4.59
4.59
-3.02
27.43
-1.99
-3.17
-2.70
-1.79
0.01
0.19
20.75
36.71
-
Entrada Proyecto
23.29
20.91
19.07
17.96
17.97
18.07
27.75
43.31
Tabla 129: Evaluación económica Nueva Línea 2x220 kV Encuentro - Collahuasi, circuito 2.
Año
2015
2016
2017
2018
Costos totales de Operación MMUSD
VAT
Beneficio económico MMUSD
Con P1+P2+P3 Con P1+P2+P3+P4 Ahorro MMUSD Beneficio
Decisión o VAN
974.11
974.11
0.00
900.10
900.10
0.00
951.84
951.84
0.00
1,021.47
1,021.47
0.00
-
2019
1,102.28
1,102.28
0.00
-
-
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
1,248.75
1,434.73
1,529.09
1,690.15
1,776.75
1,854.03
1,932.24
2,020.68
2,103.75
2,122.69
1,247.58
1,431.30
1,527.40
1,688.97
1,775.37
1,852.57
1,930.57
2,018.68
2,099.00
2,117.36
1.18
3.43
1.68
1.18
1.37
1.46
1.67
2.00
4.75
5.33
2.27
2.27
2.27
2.27
2.27
2.27
2.27
2.27
2.27
2.27
-1.09
1.16
-0.59
-1.09
-0.90
-0.81
-0.60
-0.27
2.48
3.06
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
-
1.05
0.57
-0.25
-0.87
-1.37
-1.70
-1.84
-0.69
0.61
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.7.3
Plan de obras recomendado escenario Collahuasi
Las obras de transmisión recomendadas para este escenario se presentan en la Tabla 130.
Tabla 130: Obras de transmisión recomendadas, escenario Collahuasi.
N
Obra de Transmisión
Cap.
(*)
(MVA)
Año
PES
1-18
Obras de transmisión comunes Tabla 110
-
-
-
-
-
2020
6.454
789
120
170
170
2020
2021
2021
8.040
972
37.977 4.590
5
23
24
25
Compensación serie Líneas 220 kV Encuentro – Lagunas 1 y
2.
Compensación Capacitiva S/E Collahuasi
Aumento Capacidad Línea Encuentro – Collahuasi 1
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 1
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Vi Ref.
VAT
Miles USD
Comentario
Plan de obras definitivo
Escenario Base.
Modificado año respecto al
Plan Base
Nueva
Nueva
Nueva
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
6.8
RESUMEN DE OBRAS RECOMENDADAS POR ESCENARIO
En la Tabla 131 se presenta un resumen del plan de obras de transmisión definitivo para cada escenario de expansión, de acuerdo con las evaluaciones
técnicas presentadas en la Sección 4 y económicas de la Sección 6.
Tabla 131: Resumen de obras recomendadas por escenario de expansión
N
Obra //// Escenarios / Año de puesta en servicio
Cap. (MVA)
1_Base
2_Interconexión
Centro
3_Interconexión
Costa
4_Interconexión
SADI
5_Collahuasi
1
Nueva Línea 2X220 kV Kapatur- O'Higgins, circuito 1
840
2016
2016
2016
2016
2016
2
Nueva Línea 2X220 kV Kapatur- O'Higgins, circuito 2
840
2017
2017
2017
2017
2017
3
Reubicación de paños S/E Crucero en S/E Nueva Crucero Encuentro.
NA
2018
2018
2018
2018
2018
4
Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1
180
2019
2019
2019
2019
2019
5
Compensación serie Líneas 220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2.
-
2021
2021
2021
2021
2020
6
Cambio TTCC Líneas 2x220 kV Crucero – Laberinto 1 y 2
300
2017
2017
2017
2017
2017
7
120
2018
2018
2018
2018
2018
300
2019
2019
2019
2019
2019
9
Compensación Capacitiva S/E Radomiro Tomic
Cambios de TTCC Líneas 220 kV Encuentro - El Tesoro y El Tesoro –
Esperanza
Nueva Línea 2x220 kV El Cobre – Esperanza, circuito1
290
2019
2019
2019
2019
2019
10
Compensación Capacitiva S/E Cóndores
60
2020
2020
2020
2020
2020
11
Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane, circuito 1
700
2021
2021
2019
2016
2021
12
Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1
Cambio de TTCC Líneas 110 kV Capricornio – Antofagasta y Antofagasta – Alto
Norte.
Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta – Esmeralda
365
152
305
150
2023
2023
2023
2016
2023
2016
2016
2016
2017
2017
2016
2016
2016
2018
2018
150
2016
2016
2016
2019
2019
150
2017
2017
2017
2019
2019
17
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E Capricornio
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra y seccionamiento Línea 220 kV
O’Higgins – Coloso.
Nueva Línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota, circuito 1
180
2019
2019
2019
2020
2020
18
Compensación Capacitiva S/E Pozo Almonte y Parinacota
40
2021
2021
2021
2021
2021
19
Nueva Línea 2x220 kV Nueva Crucero Encuentro – Encuentro, circuito 1
500
No Aplica
2021
No Aplica
No Aplica
No Aplica
20
Compensación Capacitiva S/E Collahuasi
120
No Aplica
No Aplica
No Aplica
No Aplica
2020
21
Aumento Capacidad Línea Encuentro – Collahuasi 1
170
No Aplica
No Aplica
No Aplica
No Aplica
2021
22
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 1
170
No Aplica
No Aplica
No Aplica
No Aplica
2021
8
13
14
15
16
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
7. PLAN DE OBRAS DEFINITIVO
A partir de los resultados de las evaluaciones económicas de la Sección 6, en la Tabla 132 se presenta el plan de obras de transmisión definitivo
recomendado por el CDEC-SING:
Tabla 132: Plan de Obras Definitivo
Vi Ref.
VAT
Miles USD
N
Plan de Obras de Transmisión Recomendado
Troncal, Adicional y Subtransmisión
Cap.
(MVA)
Longitud
(km)
Fecha
PES
Estado
Segmento
Plazo
constructivo
T1
Reubicación de paños S/E Crucero en S/E Nueva
Crucero Encuentro.
NA
NA
2018
Recomendada
Troncal
36 meses
24.418
2.497
T2
Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte,
circuito 1
180
35
2019
Recomendada
Troncal
50 meses
13.780
1.390
60
NA
2021
Recomendada
Troncal
36 meses
6.454
660
500
5
2021
Condicionada
Troncal
48 meses
5.614
566
T3
T4
Compensación serie Líneas 220 kV Encuentro –
Lagunas 1 y 2.
Nueva Línea 2x220 kV Nueva Crucero Encuentro –
Encuentro, circuito 1
A1
Nueva Línea 2x220 kV Angamos – Cochrane, circuito 1
(*)
700
10
2016
Recomendada
Adicional
12 meses
3.744
378
A2
Cambio TTCC Líneas 2x220 kV Crucero – Laberinto 1 y
2
300
NA
2017
Recomendada
Adicional
12 meses
672
69
A3
Nueva Línea 2x220 kV O’Higgins – Domeyko, circuito 1
365
132
2016
Recomendada
Adicional
60 meses
34.144
3.444
152
NA
2016
Recomendada
Subtransmisión
12 meses
2.000
205
150
150
NA
5
2016
2017
Recomendada
Recomendada
Subtransmisión
Subtransmisión
24 meses
36 meses
6.500
3.000
665
303
150
NA
2017
Recomendada
Subtransmisión
24 meses
11.000
1.125
180
224
2019
Recomendada
Subtransmisión
60 meses
47.519
4.793
40
NA
2021
Recomendada
Subtransmisión
-
-
-
120
NA
2018
Condicionada
Adicional
36 meses
2.985
305
300
NA
2019
Condicionada
Adicional
12 meses
401
41
290
79
2019
Condicionada
Adicional
48 meses
24.550
2.476
S1
S2
S3
S4
S5
S6
C1
Cambio de TTCC Líneas 110 kV Capricornio –
Antofagasta y Antofagasta – Alto Norte.
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E Capricornio
Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta – Esmeralda
Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra y
seccionamiento Línea 220 kV O’Higgins – Coloso 1
Nueva Línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota, c1
Compensación Capacitiva S/E Pozo Almonte y
Parinacota
Compensación Capacitiva S/E Radomiro Tomic
Comentario
Reubicación de 7 paños para aumento de
seguridad del SING.
Levanta Restricción del tramo Tarapacá –
Lagunas y aumenta seguridad de suministro
zona norte del SING, Arica, Iquique y P. Almonte
Crecimiento de demanda Zona Norte del SING
CONDICIONADO a Interconexión SIC-SING
Centro
Interconexión SING-SADI o Conexión de
generación en Kapatur (Sobre 700 MW) o
Interconexión SIC-SING Costa
Limitan líneas al 40%. Entrada de centrales en
S/E Kapatur y Crecimientos demanda Minera
Escondida.
CONDICIONADO a Interconexión SING-SADI
y Crecimientos de Demanda Zona Domeyko –
Nueva Zaldívar.
Seguridad de suministro ciudades zona sur del
SING, Antofagasta, Antofagasta, La Negra y
Alto Norte.
Seguridad y calidad de suministro zona norte del
SING, Arica, Iquique y Pozo Almonte.
CONDICIONADO a Crecimiento de demanda
R.Tomic
C3
Cambios de TTCC Líneas 220 kV Encuentro - El
Tesoro y El Tesoro – Esperanza
Nueva Línea 2x220 kV El Cobre – Esperanza, circuito1
C4
Compensación Capacitiva S/E Cóndores
60
NA
2020
Condicionada
Adicional
36 meses
1.716
175
CONDICIONADO a Crecimiento de demanda
Quebrada Blanca
C5
C6
C7
C8
Aumento Capacidad Línea Encuentro – Collahuasi 1
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, c1
Compensación Capacitiva S/E Collahuasi
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, c2
170
170
120
170
NA
204
NA
204
2020
2020
2020
2021
Condicionada
Condicionada
Condicionada
Condicionada
Adicional
Adicional
Adicional
Adicional
60 meses
12 meses
8.040
37.977
18.806
811
3.830
1.897
CONDICIONADO a crecimientos de demanda
Minera Collahuasi
C2
CONDICIONADO a Crecimientos de demanda
Minera Esperanza
(*) Nueva Línea 2x220 kV Kapatur – Cochrane se reemplaza por Nueva Línea 2x220 kV Angamos – Cochrane debido a los plazos constructivos. Desde el punto de vista eléctrico la solución es
equivalente y con un costo de inversión inferior.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8. VALORIZACIÓN DE INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN
Un elemento importante dentro de la evaluación económica de las obras propuestas para levantar las
restricciones observadas en el sistema de transmisión del SING, corresponde al diseño y valorización de
dichas obras. Para efectos del presente ejercicio de planificación, y como una forma de representar de la
mejor forma posible los costos en los que deberán incluir los agentes privados que incurran en inversiones
destinadas a mejorar el sistema de transmisión, se considera para cada una de las obras propuestas, un set
de información básica que permite reproducir los cálculos en base a los supuestos considerados y los
precios unitarios utilizados.
El set de información básica que se señala en el párrafo anterior comprende:

Ficha del proyecto. Cuadro con las principales características de la instalación presentada,
indicando nivel de tensión, longitud, tipo (1x220 kV, 2x220 kV u otro), vano medio, tipo de estructuras
consideradas, cantidad de paños (caso de subestaciones), configuración, etcétera.

Ficha de Valorización. Cuadro con las principales componentes de costo que permiten rehacer los
cálculos en función de los supuestos considerados y las características de las instalaciones,
indicadas en la Ficha del Proyecto.

Diseño de Ingeniería y Planos. Para líneas, silueta de las estructuras típicas y ubicación general;
para las subestaciones diagramas unilineales y planos de planta.
Los valores de equipos y componentes utilizados para llevar a cabo la valorización de instalaciones,
corresponden, por una parte a valores informados en el Estudio de Precios de Elementos de Transmisión
preparado para la Comisión Nacional de Energía por la Consultora HCC Ltda. el año 2012, y por otra a
precios de equipos y componentes disponibles en el CDEC-SING.
Para los costos Indirectos se consideraron porcentajes del total de suministros y obras civiles, además para
el costo empresa se utilizo un porcentaje del costo total del proyecto, a continuación se adjuntan los
porcentajes utilizados para los ítems señalados:



Utilidades de Contratista
Contingencias
Costo Empresa
: 10%
: 5%
: 4%
Para mayor información en los archivos adjuntos a este documento, se encuentran las planillas con el detalle
de las valorizaciones de cada proyecto sus estimaciones y cálculos. También se incluyen los planos
utilizados para cubicación de los equipos y materiales de las subestaciones y líneas de transmisión.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.1
REUBICACIÓN DE PAÑOS S/E CRUCERO EN S/E NUEVA CRUCERO ENCUENTRO
PROYECTO: REUBICACION DE PAÑOS S/E CRUCERO EN S/E NUEVA CRUCERO-ENCUENTRO
Nivel de Tensión:
220kV
N° Subconductores por fase: 1
Conductor:
ACAR 700 MCM
Cable de guardia:
OPGW
CARACTERISTICAS ELECTRICAS
5 km
2
Longitud:
N° Circuitos:
Circuito N°1
Circuitos N°1 y 2
en Paralelo
-
Circuito N°2
Capacidad (MVA)
Vano Medio: 320 mtrs.
BASES DE CALCULO
Tensión Máxima: 20% de la tensión de rotura
AISLADORES
Estructura de Suspensión:
Estructuras de Anclaje:
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 70kN
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 120kN
ESTRUCTURAS NORMALES
Suspensión Normal
Anclaje Normal
Hormigon Armado
Fundación
Hormigon Armado
Torre
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Cruceta
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Objetivo general del proyecto:
La obra permitira desacoplar o disminuir el enmallamiento de la S/E Crucero con el resto del sistema.
N°
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo
Tramo
V.I.
A.V.I.
MUSD$
MUSD$
De Barra
A Barra
P10 Nueva Crucero Encuentro
Crucero
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
24,419
2,497
COMA
MUSD$
488
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.2
NUEVA LÍNEA 2X220KV CÓNDORES-POZO ALMONTE
PROYECTO: LÍNEA 2x220kV SE POZO ALMONTE - SE CÓNDORES, CIRCUITO 1
Nivel de Tensión:
220kV
N° Subconductores por fase: 1
AAAC 740,8 MCM Flint
Conductor:
Cable de guardia:
OPGW
CARACTERISTICAS ELECTRICAS
35 km
2
Longitud:
N° Circuitos:
Circuito N°1
Circuitos N°1 y 2
en Paralelo
180
Circuito N°2
Capacidad (MVA)
180
0
Vano Medio: 320 mtrs.
BASES DE CALCULO
Tensión Máxima: 20% de la tensión de rotura
AISLADORES
Estructura de Suspensión:
Estructuras de Anclaje:
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 70kN
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 120kN
ESTRUCTURAS NORMALES
Suspensión Normal
Anclaje Normal
Fundación
Hormigon Armado
Hormigon Armado
Torre
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Cruceta
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Objetivo general del proyecto:
El Proyecto consiste en la construcción y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración
de diseño será de 2x220 kV habilitando y energizando un sólo circuito. Éste sistema de transmisión unira la
subestación (SE) Pozo Almonte con la (SE) Cóndores. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.
N°
P32
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo
Tramo
V.I.
A.V.I.
MUSD$
MUSD$
De Barra
A Barra
Pozo Almonte
Cóndores
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
13,780
1,409
COMA
MUSD$
276
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.3
COMPENSACIÓN SERIE LINEA 2X220KV ENCUENTRO-LAGUNAS
PROYECTO: BANCO DE COMPENSACIÓN SERIE EN SE LAGUNAS
Nivel de Tensión:
Función a desempeñar :
Composición:
Comunicación:
220 kV
Frecuencia:
50 Hz
Operación:
Compensación Capacitiva
En corriente alterna
Tipo intemperie
Configuración: Serie
N° de Paños:
6
EQUIPOS
Tipo
Medio aislante
Cantidad
SF6
Interruptor de by pass
Monopolar
6
Desconectador Interconexión
Apertura central
Aire
18
Capacitivo
6
Plataforma Compensación
aceite
Transformador de Corriente
Inductivo
0
Pararrayo
Oxido metálico
6
ESTRUCTURAS NORMALES
Marco de Barra
Marco de Línea
Fundación
Hormigón Armado
Hormigón Armado
Pilar
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Viga
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Extensión
Estructura Metálica
Objetivo general del proyecto:
El proyecto aumentará la capacidad del corredor centro mediante la incorporación de nuevos equipos eléctricos.
Dichos equipos, modifican la impedancia efectiva de la nueva línea Encuentro – Lagunas, a un valor igual a la
mitad de la impedancia de las líneas Crucero – Lagunas.
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión
N°
P34
BANCO CONDENSADORES SERIE
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
VI
MUSD$
A.V.I.
MUSD$
COMA
MUSD$
6,454
758
129
Página 159 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.4
NUEVA LÍNEA 2X220KV NUEVA CRUCERO ENCUENTRO-ENCUENTRO, CIRCUITO 1
PROYECTO: LÍNEA 2x220kV SE NUEVA CRUCERO ENCUENTRO - SE ENCUENTRO
Nivel de Tensión:
220kV
N° Subconductores por fase: 2
ACAR 700 MCM
Conductor:
Cable de guardia:
OPGW
CARACTERISTICAS ELECTRICAS
5 km
2
Longitud:
N° Circuitos:
Circuito N°1
Circuitos N°1 y 2
en Paralelo
500
Circuito N°2
Capacidad (MVA)
500
0
Vano Medio: 320 mtrs.
BASES DE CALCULO
Tensión Máxima: 20% de la tensión de rotura
AISLADORES
Estructura de Suspensión:
Estructuras de Anclaje:
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 120kN
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 160kN
ESTRUCTURAS NORMALES
Suspensión Normal
Anclaje Normal
Fundación
Hormigon Armado
Hormigon Armado
Torre
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Cruceta
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Objetivo general del proyecto:
El Proyecto consiste en la construcción y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración
de diseño será de 2x220 kV. Éste sistema de transmisión unira la subestación (SE) Nueva Crucero Encuentro con
la (SE) Encuentro. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.
N°
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo
Tramo
V.I.
A.V.I.
MUSD$
MUSD$
De Barra
A Barra
P41 Nueva Crucero Encuentro
Encuentro
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
5,615
574
COMA
MUSD$
112
Página 160 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.5
NUEVA LÍNEA 2X220KV KAPATUR-COCHRANE, CIRCUITO 1
PROYECTO: LÍNEA 2x220kV SE KAPATUR - SE COCHRANE
Nivel de Tensión:
220kV
N° Subconductores por fase: 2
ACAR 1200 MCM
Conductor:
Cable de guardia:
OPGW
CARACTERISTICAS ELECTRICAS
10 km
2
Longitud:
N° Circuitos:
Circuito N°1
Circuitos N°1 y 2
en Paralelo
700
Circuito N°2
Capacidad (MVA)
700
0
Vano Medio: 320 mtrs.
BASES DE CALCULO
Tensión Máxima: 20% de la tensión de rotura
AISLADORES
Estructura de Suspensión:
Estructuras de Anclaje:
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 120kN
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 160kN
ESTRUCTURAS NORMALES
Suspensión Normal
Anclaje Normal
Fundación
Hormigon Armado
Hormigon Armado
Torre
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Cruceta
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Objetivo general del proyecto:
El Proyecto consiste en la construcción y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración
de diseño será de 2x220 kV. Éste sistema de transmisión unira la subestación (SE) Enlace con la (SE) Cochrane.
reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.
N°
P19
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo
Tramo
V.I.
A.V.I.
MUSD$
MUSD$
De Barra
A Barra
Enlace
Cochrane
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
7,452
762
COMA
MUSD$
149
Página 161 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.6
NUEVA LÍNEA 2X220KV ANGAMOS-COCHRANE
PROYECTO: LÍNEA 1x220kV SE ANGAMOS - SE COCHRANE
Nivel de Tensión:
220kV
Longitud:
N° Subconductores por fase: 2
N° Circuitos:
Conductor:
Polietileno Reticulado XLPE 220 kV, 2000 mm²
Cable de guardia:
CARACTERISTICAS ELECTRICAS
Capacidad (MVA)
BASES DE CALCULO
Estructura de Suspensión:
Circuito N°1
700 m
1
Circuitos N°1 y 2
en Paralelo
700
Circuito N°2
700
0
Vano Medio: Tensión Máxima: AISLADORES
Estructuras de Anclaje:
ESTRUCTURAS NORMALES
Fundación
Canalización
Hormigon Armado
Hormigon Armado
Hormigon Armado
Hormigon Armado
Objetivo general del proyecto:
El Proyecto consiste en la construcción y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración
de diseño será de 1x220 kV. Éste sistema de transmisión unira la subestación (SE) Angamos con la (SE)
Cochrane. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.
N°
P40
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo
Tramo
V.I.
A.V.I.
MUSD$
MUSD$
De Barra
A Barra
Angamos
Cochrane
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
3,774
385.88
COMA
MUSD$
75.47
Página 162 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.7
CAMBIO TTCC LÍNEAS 2X220 KV CRUCERO – LABERINTO 1 Y 2
PROYECTO: CAMBIO TRANSFORMADOR DE CORRIENTE LT CRUCERO LABERINTO
Nivel de Tensión:
Función a desempeñar :
Composición:
Comunicación:
220 kV
Levantar Limitación
Tipo intemperie
-
Transformador de Corriente
Frecuencia:
Operación:
Configuración:
N° de Paños:
EQUIPOS
Tipo
Inductivo
ESTRUCTURAS NORMALES
Marco de Barra
Hormigón Armado
Estructura Metálica
50 Hz
En corriente alterna
Principal, Transferencia
2
Medio aislante
aceite
Cantidad
6
Marco de Línea
Fundación
Soporte
Objetivo general del proyecto:
El proyecto levantara la limitación existente de la Linea Crucero-Laberinto aumentando su capacidad hasta 300
MVA. Solo se cambiaran los transformadores de corriente de la S/E Crucero que generan esta limitación.
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión
N°
P7
Cambio de Transformadores de Corriente
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
VI
MUSD$
A.V.I.
MUSD$
COMA
MUSD$
673
79
13
Página 163 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.8
NUEVA LÍNEA 2X220 KV O’HIGGINS – DOMEYKO, CIRCUITO 1
PROYECTO: LÍNEA 2x220kV SE O´HIGGINS - SE DOMEYKO, CIRCUITO 1
Nivel de Tensión:
220kV
N° Subconductores por fase: 2
ACAR 700 MCM
Conductor:
Cable de guardia:
OPGW
CARACTERISTICAS ELECTRICAS
132 km
2
Longitud:
N° Circuitos:
Circuito N°1
Circuitos N°1 y 2
en Paralelo
365
Circuito N°2
Capacidad (MVA)
365
0
Vano Medio: 360 mtrs.
BASES DE CALCULO
Tensión Máxima: 20% de la tensión de rotura
AISLADORES
Estructura de Suspensión:
Estructuras de Anclaje:
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 70kN
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 120kN
ESTRUCTURAS NORMALES
Suspensión Normal
Anclaje Normal
Fundación
Hormigon Armado
Hormigon Armado
Torre
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Cruceta
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Objetivo general del proyecto:
El Proyecto consiste en la construcción y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración
de diseño será de 2x220 kV habilitando y energizando un sólo circuito. Éste sistema de transmisión unira la
subestación (SE) O'Higgins con la (SE) Domeyko. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.
N°
P8
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo
Tramo
V.I.
A.V.I.
MUSD$
MUSD$
De Barra
A Barra
O'Higgins
Domeyko
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
34,145
3,492
COMA
MUSD$
683
Página 164 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.9
NUEVA LÍNEA 2X220 KV POZO ALMONTE – PARINACOTA, CIRCUITO 1
PROYECTO: LÍNEA 2x220kV SE POZO ALMONTE - SE PARINACOTA, CIRCUITO 1
Nivel de Tensión:
220kV
N° Subconductores por fase: 1
AAAC 740,8 MCM Flint
Conductor:
Cable de guardia:
OPGW
CARACTERISTICAS ELECTRICAS
224 km
2
Longitud:
N° Circuitos:
Circuito N°1
Circuitos N°1 y 2
en Paralelo
180
Circuito N°2
Capacidad (MVA)
180
0
Vano Medio: 360 mtrs.
BASES DE CALCULO
Tensión Máxima: 20% de la tensión de rotura
AISLADORES
Estructura de Suspensión:
Estructuras de Anclaje:
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 70kN
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 120kN
ESTRUCTURAS NORMALES
Suspensión Normal
Anclaje Normal
Fundación
Hormigon Armado
Hormigon Armado
Torre
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Cruceta
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Objetivo general del proyecto:
El Proyecto consiste en la construcción y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración
de diseño será de 2x220 kV con tendido del primer circuito. Éste sistema de transmisión unira la subestación
(SE) Pozo Almonte con la (SE) Parinacota. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.
N°
P33
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo
Tramo
V.I.
A.V.I.
MUSD$
MUSD$
De Barra
A Barra
Pozo Almonte
Parinacota
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
47,591
4,867
COMA
MUSD$
952
Página 165 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.10 CAMBIOS DE TTCC LÍNEAS 220 KV ENCUENTRO - EL TESORO Y EL TESORO –
ESPERANZA
PROYECTO: CAMBIO TRANSFORMADOR DE CORRIENTE LT ENCUENTRO EL TESORO
Nivel de Tensión:
Función a desempeñar :
Composición:
Comunicación:
220 kV
Levantar Limitación
Tipo intemperie
-
Transformador de Corriente
Fundación
Soporte
Objetivo general del proyecto:
Frecuencia:
Operación:
Configuración:
N° de Paños:
EQUIPOS
Tipo
Inductivo
ESTRUCTURAS NORMALES
Marco de Barra
Hormigón Armado
Estructura Metálica
50 Hz
En corriente alterna
Principal, Transferencia
1
Medio aislante
aceite
Cantidad
3
Marco de Línea
-
El proyecto levantara la limitación existente de la Linea Encuentro-El Tesoro aumentando su capacidad hasta 300
MVA. Solo se cambiaran los transformadores de corriente de la S/E El Tesoro que generan esta limitación.
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión
N°
P12
Cambio de Transformadores de Corriente
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
VI
MUSD$
A.V.I.
MUSD$
COMA
MUSD$
401
47
8
Página 166 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.11 NUEVA LÍNEA 2X220 KV EL COBRE – ESPERANZA, CIRCUITO 1
PROYECTO: LÍNEA 2x220kV SE EL COBRE - SE ESPERANZA, CIRCUITO 1
Nivel de Tensión:
220kV
N° Subconductores por fase: 1
AAAC 927,2 MCM Greeley
Conductor:
Cable de guardia:
OPGW
CARACTERISTICAS ELECTRICAS
79 km
2
Longitud:
N° Circuitos:
Circuito N°1
Circuitos N°1 y 2
en Paralelo
290
Circuito N°2
Capacidad (MVA)
290
0
Vano Medio: 320 mtrs.
BASES DE CALCULO
Tensión Máxima: 20% de la tensión de rotura
AISLADORES
Estructura de Suspensión:
Estructuras de Anclaje:
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 70kN
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 120kN
ESTRUCTURAS NORMALES
Suspensión Normal
Anclaje Normal
Fundación
Hormigon Armado
Hormigon Armado
Torre
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Cruceta
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Objetivo general del proyecto:
El Proyecto consiste en la construcción y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración
de diseño será de 2x220 kV habilitando y energizando un sólo circuito. Éste sistema de transmisión unira la
subestación (SE) El Cobre con la (SE) Esperanza. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.
N°
P13
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo
Tramo
V.I.
A.V.I.
MUSD$
MUSD$
De Barra
A Barra
El Cobre
Esperanza
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
24,551
2,511
COMA
MUSD$
491
Página 167 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.12 NUEVA LÍNEA 2X220 KV ENCUENTRO – COLLAHUASI, CIRCUITO 1
PROYECTO: LÍNEA 2x220kV SE ENCUENTRO - SE COLLAHUASI, CIRCUITO 1
Nivel de Tensión:
220kV
N° Subconductores por fase: 1
AAAC 740,8 MCM Flint
Conductor:
Cable de guardia:
OPGW
CARACTERISTICAS ELECTRICAS
204 km
2
Longitud:
N° Circuitos:
Circuito N°1
Circuitos N°1 y 2
en Paralelo
170
Circuito N°2
Capacidad (MVA)
170
0
Vano Medio: 400 mtrs.
BASES DE CALCULO
Tensión Máxima: 20% de la tensión de rotura
AISLADORES
Estructura de Suspensión:
Estructuras de Anclaje:
Cadenas de 14 aisladores de disco B&S, 70kN
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 120kN
ESTRUCTURAS NORMALES
Suspensión Normal
Anclaje Normal
Fundación
Hormigon Armado
Hormigon Armado
Torre
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Cruceta
Estructura Metálica
Estructura Metálica
Objetivo general del proyecto:
El Proyecto consiste en la construcción y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración
de diseño será de 2x220 kV habilitando y energizando un sólo circuito. Éste sistema de transmisión unira la
subestación (SE) Encuentro con la (SE) Collahuasi. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.
N°
P24
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo
Tramo
V.I.
A.V.I.
MUSD$
MUSD$
De Barra
A Barra
Encuentro
Collahuasi
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
37,977
3,884
COMA
MUSD$
760
Página 168 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
8.13 NUEVA LÍNEA 2X220 KV ENCUENTRO – COLLAHUASI, CIRCUITO 2
PROYECTO: LÍNEA 2x220kV SE ENCUENTRO - SE COLLAHUASI, TENDIDO CIRCUITO 2
Nivel de Tensión:
220kV
N° Subconductores por fase: 1
AAAC 740,8 MCM Flint
Conductor:
Cable de guardia:
OPGW
CARACTERISTICAS ELECTRICAS
204 km
2
Longitud:
N° Circuitos:
Circuito N°1
Circuitos N°1 y 2
en Paralelo
170
Circuito N°2
Capacidad (MVA)
0
170
Vano Medio: 400 mtrs.
BASES DE CALCULO
Tensión Máxima: 20% de la tensión de rotura
AISLADORES
Estructura de Suspensión:
Estructuras de Anclaje:
Cadenas de 14 aisladores de disco B&S, 70kN
Cadenas de 15 aisladores de disco B&S, 120kN
ESTRUCTURAS NORMALES
Suspensión Normal
Anclaje Normal
Objetivo general del proyecto:
El Proyecto consiste en el tendido y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración de
diseño será de 2x220 kV. Éste sistema de transmisión unira la subestación (SE) Encuentro con la (SE)
Collahuasi. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.
N°
P25
Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo
Tramo
V.I.
A.V.I.
MUSD$
MUSD$
De Barra
A Barra
Encuentro
Collahuasi
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
18,806
1,923
COMA
MUSD$
376
Página 169 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9. ANEXOS
9.1
ANEXO 1. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS
9.1.1
9.1.1.1
Límites de capacidad por criterio de seguridad N-1
Tramo 220 kV Atacama – Miraje
Debido al enmallamiento que se genera entre las líneas 2x220 kV Atacama – Encuentro y Atacama –
Domeyko, el criterio de seguridad N-1 para el tramo Atacama – Encuentro es una restricción que depende de
la distribución de flujos entre estas líneas cuando ocurre una contingencia simple en alguno de los circuitos
asociados.
De acuerdo a los datos presentados en la Tabla 133, para una temperatura ambiente de 25°C, ante una
contingencia simple en uno de los circuitos Atacama – Encuentro el flujo por el circuito que quede en servicio
no debe superar los 380 MVA, sin embargo, en el caso que la temperatura ambiente es de 35°C, el flujo por
el circuito que quede en servicio no debe superar los 247 MVA. Lo anterior implica una diferencia sustancial
entre el criterio N-1 de este tramo, dependiendo de la temperatura ambiente que exista a lo largo del trazado,
lo cual es relevante si se considera que la primera parte de la línea se encuentra en un sector costero (sector
S/E Atacama), mientras que la parte final de la misma se encuentra en la zona interior (S/E Encuentro).
Tabla 133: Capacidades líneas 220 kV Atacama - Encuentro y Atacama - Domeyko
Capacidad MVA por temperatura ambiente
Instalación
25°C
30°C
35°C
Línea 220 kV Atacama - Encuentro, c1
386
324
246
Línea 220 kV Atacama - Encuentro, c2
386
324
246
Línea 220 kV Atacama - Domeyko, c1
278
263
246
Línea 220 kV Atacama - Domeyko, c2
278
263
246
A partir de simulaciones realizadas, se obtiene que el flujo total máximo por el tramo Atacama – Encuentro
por criterio de seguridad N-1 es el que se presenta en la Tabla 134.
Tabla 134: Capacidad N-1 línea Atacama – Encuentro
Temperatura
N-1 Línea 220 kV Atacama - Encuentro (MVA)
25°C
465
30°C
380
35°C
290
Por otra parte, en una condición de operación con la central Atacama generando a plena carga, esto es 330
MW cada ciclo combinado, el flujo total por el tramo Atacama – Encuentro no supera los 380 MW, dado un
escenario de despacho crítico, tal como se presenta en la Tabla 135.
Tabla 135: Flujos por Líneas Atacama - Encuentro y Atacama - Domeyko, Central Atacama a plena carga
Full Inyección Central Atacama 330 MW cada Ciclo Combinado
Instalación
Operación Normal Falla 1 Falla 2
Línea 220 kV Atacama - Encuentro, c1
190
Línea 220 kV Atacama – Encuentro, c2
Línea 220 kV Atacama - Domeyko, c1
Línea 220 kV Atacama - Domeyko, c2
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
318
203
190
-
203
94
135
160
94
135
-
Página 170 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
El despacho utilizado para verificar el comportamiento del tramo Atacama – Encuentro se presenta en la
Tabla 136.
Tabla 136: Despacho Año 2016 para máxima inyección de Central Atacama
Despacho para Máxima Inyección Central Atacama
Central
Generación (MW)
CC1-GASATACAMA
330
CC2-GASATACAMA
330
COCHRANE 1
250
ANG 1
260
ANG 2
260
CTH
150
CTA
150
CTM1
149
CTM2
154
CTM3
226
U12
60
U13
60
U14
122
NTO2
130
CTTAR
140
Quebrada Blanca UGs
33
Chuquicamata UGs
24
Noracid
13
PV Encuentro
20
PV Calama
10
Chapiquiña
3
Cavancha
2.7
NTO1
F/S
U15
F/S
U16
F/S
En el escenario de máxima inyección de la central Atacama para el despacho crítico utilizado, el flujo total
por el tramo Atacama – Encuentro alcanza los 380 MW en estado normal de operación. Frente a una
contingencia simple con desconexión de uno de los circuitos de esta línea, el flujo por el otro circuito baja a
320 MW, tal como se presenta en la Tabla 135, el cual está por debajo de la capacidad máxima de la línea
Atacama – Encuentro para una temperatura de 30°C (324 MW), por lo la capacidad operacional de este
tramo - por criterio se seguridad N-1 a 30°C, es suficiente para lograr el máximo despacho de la Central
Atacama.
Según se ha indicado, a temperatura ambiente igual o inferior a 30°C el corredor Atacama – Encuentro no
restringe generación de la Central Atacama. Sin embargo, a temperatura ambiente cercana o superior a los
35°C no es posible el despacho total de los ciclos combinados de Gas Atacama, situación que debe ser
analizada con mayor profundidad.
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 171 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.1.1.2
Tramo 220 kV Miraje – Encuentro
Al calcular la capacidad N-1 de este tramo, es posible observar que al ser un tramo corto, cuando ocurre una
contingencia con desconexión de uno de sus dos circuitos, no se redistribuyen los flujos del sistema, por lo
que la capacidad N-1 del mismo, corresponde a la capacidad de cada uno de sus circuitos a los distintos
niveles de temperatura, y corresponde a la indicada en la Tabla 137.
Tabla 137: Capacidad N-1 tramo 220 kV Miraje – Encuentro.
Temperatura
N-1 Miraje - Encuentro (MVA)
25°C
386
30°C
324
35°C
245
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.2
ANEXO 2. COSTO DE DESARROLLO DE LARGO PLAZO
Para efectos del análisis de expansión del sistema de transmisión, se supone que la unidad de desarrollo de
largo plazo corresponde a una unidad vapor-carbón con las siguientes características:
Tabla 138: Inversión
Potencia
[MW]
250
Factor de Planta
0,918
Vida Util
[años]
24
Inversión Unitaria
[US$/kW]
2500
Costo
Muelle
[MMUS$] [MMUS$]
625
0,0
Total Inversión
[MMUS$]
625
Los costos anuales de operación considerados son por su parte:
Tabla 139: Costos Anuales de Operación (Fijos y Variables)
Man y Ope Anual
[MUS$/Año]
Peaje Anual
[MUS$/Año]
Combustible
[US$/ Ton]
Combustible
Declarado
[US$/ Ton]
12,50
3
104,35
104,35
Ren
[Ton/MWh]
C.VarCom
[US$/MWh]
0,43
44,35
Energia
CVNoCom
Cvar
Anual
[US$/MWh] [US$/MWh] [GWh]
4,22
48,57
Costo de
Operación
(Variable)
[MMUS$/año]
2010
97,63
El valor presente de las anualidades de costo de operación, considerando una tasa del 10% real anual y un
periodo de vida útil de 24 años, corresponde a 1016 millones de USD, según lo siguiente:
Tabla 140: Costos de Operación Total (Período de Vida Util)
Man y Ope
Total
[MMUS$]
Costos
Variables
[MMUS$]
Peaje
Total
[MMUS$]
Total Costos
Operativos
[MMUS]
112,31
877,15
26,95
1016,41
Es decir, el total de costos de la unidad genérica es de 1641,4 millones de USD en valor presente,
considerando los costos de inversión indicados.
Por su parte los ingresos de esta unidad corresponden a los siguientes:
Tabla 141: Ingreso por Energía
Ingresos
Energia
Precio
Energia
Anual
[US$/MWh] [GWh] [MMUS$]
82,86
2010
166,56
Ingresos
Energia
Total
[MMUS$]
1496,45
Tabla 142: Ingreso por Potencia
Precio
[US$/KW/mes]
Potencia
[MW]
FacPot
Pfirme
[MW]
Ingresos
Potencia
Anual
[MMUS$]
8,96
250
0,6
150
16,13
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ingresos
Potencia
Total
[MMUS$]
144,96
Página 173 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.3
ANEXO 3. ANÁLISIS DE CONFIGURACIÓN DE BARRAS EN SUBESTACIONES
Informe de “Análisis de configuración de Barras de Subestaciones del SING”, octubre de 2014.
9.4
9.4.1
ANEXO 4. INFORMACIÓN PARA ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRA DE S/E
CRUCERO
Flujos Caso Base 2015-2018
Escenarios críticos caso base
Id
Línea
'Chuquicamata 220'
3
36
30
33
44
44
58
61
2
'El Abra 220'
104
92
90
94
92
92
91
93
3
'Laberinto 220 I'
-35
-19
-30
20
18
20
-9
32
4
'Laberinto 220 II'
-36
-19
-31
20
19
20
-9
33
5
'Radomiro Tomic 220'
98
91
98
92
84
84
66
67
6
'Salar 220'
-4
30
25
27
39
39
50
53
7
'Norgener 220 I'
0
-116
-116
0
0
-116
-116
0
8
'Norgener 220 II'
-114
-116
-116
-229
-229
-116
-116
-229
9
'Chacaya 220'
-95
-100
-84
-57
-36
-35
-60
-8
78
45
84
35
64
64
41
43
10 'Lagunas 220 I'
9.4.2
E1-2015 E2-2015 E1-2016 E2-2016 E1-2017 E2-2017 E1-2018 E2-2018
1
11 'Lagunas 220 II'
78
46
84
36
64
65
41
44
12 'Tocopilla 220 I'
-294
-158
-264
-270
-268
-267
-265
-265
13 'Tocopilla 220 II'
-294
-158
-264
-270
-268
-267
-265
-265
14 'Encuentro 220 I'
291
0
0
269
215
0
0
197
15 'Encuentro 220 II'
211
330
468
196
156
362
474
143
Alternativa 1: Flujos críticos, 2018-2020.
Escenarios críticos, Alternativa 1, 2018-2020
Id
Línea
E1-A1-2018 E2-A1-2018 E3-A1-2019
1
'Chuquicamata 220'
66
85
54
2
'El Abra 220'
87
89
92
3
'Laberinto 220 I'
116
94
149
4
'Laberinto 220 II'
119
96
152
5
'Radomiro Tomic 220'
164
164
119
6
'Salar 220'
57
76
40
7
'Norgener 220 I'
-58
-116
-116
8
'Norgener 220 II'
-58
-116
-116
9
'Chacaya 220'
14
15
58
10
'Lagunas 220 I'
-49
-33
-42
11
'Lagunas 220 II'
-48
-32
-40
12
'Tocopilla 220 I'
0
0
0
13
'Tocopilla 220 II'
0
0
0
14 Nueva Crucero Encuentro 220 I'
0
0
0
15 Nueva Crucero Encuentro 220 II'
-393
-309
-327
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 174 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.4.3
Alternativa 2: Flujos críticos, 2018-2020.
Escenarios críticos, Alternativa 2, 2018-2020
9.4.4
Id
Línea
E1-A2-2018 E2-A2-2019 E3-A2-2020
1
'Chuquicamata 220'
66
90
2
'El Abra 220'
87
95
92
3
'Laberinto 220 I'
116
74
149
4
'Laberinto 220 II'
119
76
152
5
'Radomiro Tomic 220'
164
160
119
6
'Salar 220'
57
80
40
7
'Norgener 220 I'
-58
-58
-116
8
'Norgener 220 II'
-58
-58
-116
9
'Chacaya 220'
14
0
58
10
'Lagunas 220 I'
0
0
0
11
'Lagunas 220 II'
0
0
0
12
'Tocopilla 220 I'
0
0
0
13
'Tocopilla 220 II'
0
0
0
54
14 Nueva Crucero Encuentro 220 I'
0
0
0
15 Nueva Crucero Encuentro 220 II'
-489
-449
-408
Alternativa 3: Flujos críticos, 2018-2022.
Escenarios críticos, Alternativa 3, 2018-2022
Id
Línea
E1-A3-2018 E2-A3-2019 E3-A3-2020 E4-A3-2021 E5-A3-2021
1
'Chuquicamata 220'
73
82
66
80
118
2
'El Abra 220'
93
96
109
103
98
3
'Laberinto 220 I'
0
0
0
0
0
4
'Laberinto 220 II'
0
0
0
0
0
5
'Radomiro Tomic 220'
168
164
133
130
194
6
'Salar 220'
66
72
57
74
112
7
'Norgener 220 I'
-230
-230
-230
-230
-230
8
'Norgener 220 II'
0
0
0
0
0
9
'Chacaya 220'
-41
-79
-56
-105
-196
10
'Lagunas 220 I'
32
69
91
129
103
11
'Lagunas 220 II'
33
70
92
129
103
0
12
'Tocopilla 220 I'
0
0
0
0
13
'Tocopilla 220 II'
0
0
0
0
0
14 Nueva Crucero Encuentro 220 I'
-96
-121
-130
-154
-150
15 Nueva Crucero Encuentro 220 II'
-96
-121
-130
-154
-150
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 175 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.4.5
Alternativa 3: Contingencias
I.-Año 2020
Despachos y flujos iniciales:
Central
Despacho Central Despacho
COCHRANE 1 y 2
500
NTO1
KELAR
450
NTO2
135
135
IEM 1
370
TV1C
122
ANG 2
260
U14
122
ANG 1
260
U15
116
U16
250
TG1A
105
CTM2
154
TG1B
100
CTH
150
U13
60
CTA
150
U12
60
CTM1
149
CAVA
5
Instalación
Carga (%) Flujo (MW)
Línea 220 kV Crucero - Chuquicamata
42,4
116,1
Línea 220 kV Crucero - El Abra
60,3
103,7
Línea 220 kV Crucero -Nueva Crucero Encuentro 1
18,2
-66,1
Línea 220 kV Crucero -Nueva Crucero Encuentro 2
18,2
-66,1
Línea 220 kV Crucero -Radomiro Tomic
72,1
131,2
106,1
Línea 220 kV Crucero -Salar
29,5
Línea 220 kV Tocopilla - Nueva Crucero Encuentro
64,9
236,8
Línea 220 kV Tocopilla - Nueva Crucero Encuentro
60,5
220,7
Línea 220 kV Encuentro-Lagunas 1
42,9
117,4
122,9
Línea 220 kV Encuentro-Lagunas 2
42,9
Línea 220kV Nueva Crucero Encuentro-Laberinto 1
10,1
-23,4
Línea 220kV Nueva Crucero Encuentro-Laberinto 2
10,0
-24,0
Línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro-Encuentro 1
16,8
60,4
Línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro-Encuentro 2
16,8
60,4
Línea 110 kV Tocopilla-Tamaya 3
33,5
20,3
Línea 110 kV Tocopilla-Tamaya 4
29,9
18,6
Línea 110 kV Tocopilla-A 1
35,4
20,1
Línea 110 kV Tocopilla-A 2
35,9
20,6
Línea 220 kV Chacaya-Crucero
27,1
90,0
Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi 1
70,3
91,9
Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi 2
54,8
91,7
Línea 220 kV Norgener - Crucero 1
39,8
119,1
Línea 220 kV Norgener - Crucero 2
40,0
119,6
Línea 220 kV Crucero - Lagunas 2
69,7
121,3
Línea 220 kV Crucero - Lagunas 1
69,3
120,3
Flujos y niveles de tensión instalaciones zona norte:
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 176 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Tabla 143: Flujos zona norte post-contingencias año 2020. Alternativa 3.
Instalación
Capacidad Normal Post-Contingencia línea Post-Contingencia barras(*)
Línea 220 kV Crucero - Lagunas 1
183
125
160
-
Línea 220 kV Crucero - Lagunas 2
183
125
-
-
Línea 220 kV Encuentro - Lagunas 1
290
125
160
200
Línea 220 kV Encuentro - Lagunas 2
290
125
160
200
Línea 220 kV Encuentro - Collahuasi 1
133
92
110
140
Línea 220 kV Encuentro - Collahuasi 2
170
92
110
(*)Requiere compensación capacitiva adicional para convergencia
140
Tabla 144: Niveles de tensión zona norte post-contingencias año 2020. Alternativa 3.
Tensión
Normal Post-Contingencia línea Post-Contingencia barras
Lagunas
0,9803
0,9485
Menor a 0,86
Tarapacá
0,9839
0,9490
Menor a 0,86
Cóndores
0,9998
0,9581
Menor a 0,85
Parinacota
1,0324
0,9810
Menor a 0,85
Flujos y niveles de tensión instalaciones zona centro (Chuquicamata):
Tabla 145: Flujos zona centro (Chuquicamata) post-contingencias año 2020. Alternativa 3.
Carga Chuquicamata y Salar
320 MW
320 MW
227 MW
Estado
Normal
Post-Contingencia
Post-Contingencia
Instalación
Carga (%) Flujo (MW) Carga (%) Flujo (MW) Carga (%) Flujo (MW)
Línea 220 kV Crucero - Chuquicamata
42,4
116,1
-
-
-
Línea 220 kV Crucero -Salar
29,5
106,1
-
-
-
-
Línea 110 kV Tocopilla-Tamaya 3
33,5
20,3
NA(*)
NA
100
58
Línea 110 kV Tocopilla-Tamaya 4
29,9
18,6
NA
NA
90
55
Línea 110 kV Tocopilla-A 1
35,4
20,1
NA
NA
100
57
-
100
Línea 110 kV Tocopilla-A 2
35,9
20,6
NA
NA
(*) No se logra convergencia por problemas de estabilidad de tensión sobre los 230 MW.
58
Tabla 146: Niveles de tensión zona centro (Chuquicamata) post-contingencias año 2020. Alternativa 3.
N Factor Escala
1
0,50
2
3
Carga Chuquicamata y
Salar (MW)
V. Crucero (pu) V. Salar (pu)
160
1,034
1,030
0,55
176
0,896
0,890
0,60
192
0,815
0,810
4
0,70
224
0,756
0,750
5
0,71
228
0,748
0,743
6
0,75
241
0,713
0,707
7
0,76
244
0,702
0,696
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 177 de 202
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.4.6
Alternativa 4: Flujos críticos, 2018-2022.
Escenarios críticos, Alternativa 4, 2018-2022
9.4.7
Id
Línea
E1-A4-2018 E2-A4-2018 E3-A4-2019 E4-A4-2020 E5-A4-2021 E6-A4-2022
1
Chuquicamata 220
161
89
119
83
197
118
2
El Abra 220
95
99
102
105
97
98
3
Laberinto 220 I
0
0
0
0
0
0
4
Laberinto 220 II
0
0
0
0
0
0
5
Radomiro Tomic 220
67
92
170
128
123
194
6
Salar 220
0
78
0
72
0
112
-230
7
Norgener 220 I
1
-57
1
-57
-58
8
Norgener 220 II
1
-57
1
-57
-58
0
9
Chacaya 220
-103
8
-72
23
-74
-196
10
Lagunas 220 I
0
0
0
0
0
0
11
Lagunas 220 II
0
0
0
0
0
0
12
Tocopilla 220 I
0
0
0
0
0
0
13
Tocopilla 220 II
0
0
0
0
0
0
14
Nueva Crucero Encuentro 220 I'
-119
0
-162
0
-125
-47
15
Nueva Crucero Encuentro 220 II'
-118
-251
-162
-296
-124
-47
Alternativa 5: Flujos críticos, 2018-2022.
Escenarios críticos, Alternativa 5, 2018-2022
Id
Línea
E1-A5-2018 E2-A5-2019 E3-A5-2020 E4-A5-2021 E5-A6-2022
1
Chuquicamata 220
0
0
0
0
0
2
El Abra 220
91
92
104
95
98
3
Laberinto 220 I
0
0
0
0
0
4
Laberinto 220 II
0
0
0
0
0
5
Radomiro Tomic 220
167
158
129
124
194
6
Salar 220
16
73
45
101
112
7
Norgener 220 I
0
0
0
0
0
8
Norgener 220 II
-229
-229
-229
-229
-229
9
Chacaya 22
-22
-138
-145
-126
-196
10
Lagunas 220 I
0
0
0
0
0
11
Lagunas 220 II
0
0
0
0
0
0
12
Tocopilla 220 I
0
0
0
0
13
Tocopilla 220 II
0
0
0
0
0
14
Nueva Crucero Encuentro 220 I
-11
23
49
18
12
15
Nueva Crucero Encuentro 220 II
-11
23
49
18
12
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 178 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.4.8
Alternativa 5: Contingencias.
Despachos considerados:
Tabla 147: Despachos base utilizado, Alternativa 5, año 2022
Central
Despacho Central Despacho
COCHRANE 1 y 2
500
NTO1
130
KELAR
480
NTO2
130
IEM 1
370
U14
122
ANG 2
260
U15
116
ANG 1
260
TG1A
105
U16
350
TV1C
60
CTM2
154
CTTAR
140
CTH
150
U13
60
CTA
150
U12
60
CTM1
149
CAVA
5
Flujos de potencia:
Tabla 148: Flujos de potencia, contingencia S/E Crucero, Alternativa 5, año 2022
Normal
Instalación
Línea 220 kV Crucero - Chuquicamata
Contingencia
Carga (%) Flujo (MW) Carga (%) Flujo (MW)
42
116
103
265
Línea 220 kV Crucero - El Abra
60
104
0
0
Línea 220 kV Crucero -Nueva Crucero Encuentro 1
18
-66
0
0
Línea 220 kV Crucero -Nueva Crucero Encuentro 2
18
-66
0
0
Línea 220 kV Crucero -Radomiro Tomic
72
131
0
0
Línea 220 kV Crucero -Salar
29
106
0
0
Línea 220 kV Tocopilla - Nueva Crucero Encuentro
65
237
72
260
Línea 220 kV Tocopilla - Nueva Crucero Encuentro
61
221
67
244
Línea 220 kV Encuentro-Lagunas 1
43
117
38
101
Línea 220 kV Encuentro-Lagunas 2
43
123
38
106
Línea 220kV Nueva Crucero Encuentro-Laberinto 1
10
-23
15
-40
Línea 220kV Nueva Crucero Encuentro-Laberinto 2
10
-24
15
-41
Línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro-Encuentro 1
17
60
16
52
Línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro-Encuentro 2
17
60
16
52
Línea 110 kV Tocopilla-Tamaya 3
33
20
54
34
Línea 110 kV Tocopilla-Tamaya 4
30
19
48
30
Línea 110 kV Tocopilla-A 1
35
20
53
33
33
Línea 110 kV Tocopilla-A 2
36
21
54
Línea 220 kV Chacaya-Crucero
27
90
0
0
Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi 1
70
92
65
82
Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi 2
55
92
51
82
Línea 220 kV Norgener - Crucero 1
40
119
0
0
Línea 220 kV Norgener - Crucero 2
40
120
0
0
Línea 220 kV Crucero - Lagunas 2
70
121
62
105
Línea 220 kV Crucero - Lagunas 1
69
120
62
104
PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 179 de 202
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Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.5
ANEXO 5. DEMANDA INFORMADA POR CLIENTES DEL SING
Demanda de Energía
Nombre fantasía
ALTONORTE
ATACAMA AGUA
COSAYACH
Energía [GWh]
Tipo
Barra de Consumo
Nuevo
Alto Norte 110 kV
Proyecto
Proyección de
Alto Norte 110 kV
Consumo
Nuevo
Tap Off Desalant 110 kV
Proyecto
Pozo Almonte 23 kV
Nuevo
Tamarugal 23 kV
Proyecto
Tap Off Dolores 23 kV
Pozo Almonte 23 kV
Proyección de
Tamarugal 23 kV
Consumo
Tap Off Dolores 23 kV
Nuevo
Calama 23 kV - BP1
Proyecto
Antofagasta 13,8 kV-BP1
Calama 23 kV - BP1
Central Tocopilla 5 kV Alimentador Elecda
ELECDA
ELIQSA
Centro 23 kV
El Lince 23 kV
Proyección de
El Tesoro 23 kV
Consumo
La Portada 23 kV
Mantos Blancos 23 kV
Mejillones 13,8 kV
Sur 13,8 kV
Tap Off La Negra 23 kV
Uribe 23 kV
Alto Hospicio 13,8 kV
Cerro Dragón 13,8 kV
Lagunas 23 kV
Pacífico 13,8 kV
Proyección de Palafitos 13,8 kV-BP1
Consumo
Pozo Almonte 13,8 kV Autotrafo Nº1
Tamarugal 23 kV
Tap Off Dolores 23 kV
Tarapacá 220 kV-BP
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Año
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
0
0
0
0
0
0
0
0
0
353
337
353
337
353
353
337
353
337
353
353
337
353
337
353
353
337
353
337
353
353
131
143
157
157
157
157
157
157
157
235
235
235
235
235
235
0
0
0
13
33
11
0
0
0
13
33
11
0
0
0
13
33
11
0
0
0
13
33
11
0
0
0
13
33
11
0
0
0
13
33
11
0
0
0
13
33
11
0
0
0
13
33
11
0
0
0
13
33
11
20
20
20
13
33
11
20
20
20
13
33
11
20
20
20
13
33
11
20
20
20
13
33
11
20
20
20
13
33
11
20
20
20
13
33
11
0
0
15
15
16
17
17
18
19
19
20
21
22
23
24
44
281
46
297
49
314
52
333
55
352
58
372
61
394
65
417
69
441
73
467
77
494
81
522
86
553
91
585
96
619
30
32
34
36
38
40
43
45
48
51
54
57
60
63
67
348
0
2
116
3
23
90
70
22
96
135
2
128
106
368
0
2
123
3
25
96
74
23
103
143
2
136
113
389
0
2
130
4
26
101
79
24
109
153
3
145
120
412
0
2
138
4
28
107
83
26
117
163
3
154
128
436
0
2
146
4
29
113
88
27
124
173
3
164
136
461
1
2
154
4
31
120
93
29
132
185
3
175
145
488
1
2
163
4
33
127
99
30
141
197
3
186
154
516
1
2
172
5
35
134
104
32
150
209
4
199
164
546
1
2
182
5
37
142
110
34
160
223
4
211
175
578
1
3
193
5
39
150
117
36
170
237
4
225
186
611
1
3
204
6
41
159
124
38
181
253
4
240
198
647
1
3
216
6
43
168
131
40
193
269
5
255
211
684
1
3
229
6
46
178
138
43
205
287
5
272
225
724
1
3
242
7
49
188
146
45
219
305
5
290
240
766
1
3
256
7
51
199
155
48
233
325
6
309
255
44
47
50
53
56
60
64
68
73
77
82
88
93
99
106
28
1
11
29
1
11
31
1
12
33
1
13
36
1
14
38
1
15
40
1
16
43
1
17
46
1
18
49
2
19
52
2
20
55
2
21
59
2
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2
26
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 180 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Nombre fantasía
EMELARI
ENAEX
GNLM
INACESA
MINERA ACF
MINERA ALGORTA
MINERA
ANTUCOYA
MINERA CERRO
COLORADO
MINERA CERRO
DOMINADOR
MINERA
CHUQUICAMATA
MINERA
COLLAHUASI
Energía [GWh]
Tipo
Barra de Consumo
Chinchorro 13,8 kV
Proyección de Pukara 13,8 kV-BP1
Consumo
Quiani 13.8 kV-BP1
Tap Off Cuya 110 kV
Nuevo
Mejillones 110 kV
Proyecto
Proyección de
Mejillones 110 kV
Consumo
Nuevo
Chacaya 110 kV - BP1
Proyecto
Proyección de
Chacaya 110 kV - BP1
Consumo
Nuevo
Inacesa 23 kV
Proyecto
Proyección de
Inacesa 23 kV
Consumo
2015
117
155
57
0
2016
122
163
59
0
2017
128
170
62
0
2018
134
178
65
0
2019
141
187
68
0
2020
147
196
71
0
2021
154
205
75
0
Año
2022
161
214
78
0
2023
169
224
82
0
2024
177
235
86
0
2025
185
246
90
0
2026
194
258
94
0
2027
203
270
98
0
2028
212
282
103
0
2029
222
296
108
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
28
28
28
28
28
28
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
0
0
0
0
0
0
0
0
0
13
13
13
13
13
13
18
18
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
57
63
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
26
26
32
32
43
43
43
47
47
47
47
57
57
57
57
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
Antucoya 220 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
378
377
377
377
378
378
Antucoya 220 kV
283
378
377
377
377
378
377
377
377
378
377
377
377
378
378
Pozo Almonte 220 kV
0
0
0
0
0
0
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0
15
126
244
266
266
266
Pozo Almonte 220 kV
249
265
244
260
276
276
275
266
261
248
136
17
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
46
46
46
46
46
46
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42
42
42
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0
42
0
42
0
42
0
42
0
42
0
Proyección de
Lagunas 23 kV
Consumo
Proyección de
Consumo
Nuevo
Proyecto
Proyección de
Consumo
Nuevo
Proyecto
Proyección de
Consumo
Nuevo
Proyecto
Proyección de
Consumo
Nuevo
Proyecto
Chacaya 110 kV-BT
Spence 23 kV
Calama 23 kV - BP2
Spence 23 kV
Chuquicamata 220 kVBP1
A 100 kV-B1
Chuquicamata 220 kVProyección de BP1
Consumo
Salar 100 kV - BP1
Salar 220 kV - BP1
Central Tarapacá 6.9 kV
Proyección de - CTTAR
Consumo
Collahuasi 220 kV-BP1
0
0
0
365
372
381
402
439
499
500
566
581
588
596
596
391
385
390
352
352
333
346
339
334
336
335
335
335
335
335
815
802
812
733
733
694
721
707
695
700
698
698
698
698
698
130
815
128
802
130
812
117
733
117
733
111
694
115
721
113
707
111
695
112
700
112
698
112
698
112
698
112
698
112
698
27
30
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
1460
1519
1469
1469
1469
1469
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1469
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1469
1469
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 181 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Nombre fantasía
MINERA
COPAQUIRE
MINERA EL ABRA
MINERA EL
TESORO
Energía [GWh]
Tipo
Barra de Consumo
Nuevo
Lagunas 220 kV-BP
Proyecto
Nuevo
El Abra 220 kV
Proyecto
Proyección de
El Abra 220 kV
Consumo
Nuevo
El Tesoro 220 kV
Proyecto
Proyección de
El Tesoro 220 kV
Consumo
Coloso 220 kV
Laguna Seca 220 kV
O'Higgins 220 kV
Coloso 220 kV
Domeyko 220 kV - BP1
Escondida 220 kV-BP1
Proyección de Escondida 220 kV-BP2
Consumo
Laguna Seca 220 kV
O'Higgins 220 kV
Planta Óxidos 220 kV
Sulfuros 220 kV
Chacaya 110 kV - BP2
Chacaya 220 kV-BP1
Nuevo
Proyecto
Esperanza 220 kV
Nueva Encuentro 220 kV
Proyección de Chacaya 110 kV - BP2
Consumo
Esperanza 220 kV
Nuevo
Gaby 220 kV
Proyecto
Proyección de
Gaby 220 kV
Consumo
Nuevo
Proyecto
MINERA
ESCONDIDA
MINERA
ESPERANZA
MINERA GABY
MINERA GRACE
MINERA
HALDEMAN
MINERA LOMAS
BAYAS
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Año
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
0
0
0
0
0
0
0
0
0
373
745
1117
1117
1307
1303
0
0
0
0
0
0
0
1748
3495
3495
3495
3495
3495
3495
3495
842
790
823
823
823
868
868
868
868
868
888
888
908
888
908
0
0
0
0
0
0
0
0
0
69
306
306
306
307
306
275
288
305
299
297
280
263
254
196
160
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0
0
0
0
0
0
0
25
822
248
92
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182
536
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100
0
20
0
177
851
0
0
75
21
1088
0
93
1216
306
529
638
100
0
115
0
178
875
0
0
732
30
1132
500
94
1328
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100
0
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0
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0
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1112
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89
1435
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504
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100
0
585
0
177
873
0
0
926
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1171
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103
1436
305
405
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0
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0
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0
1308
31
1185
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103
1462
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700
100
0
1680
0
177
851
0
0
1498
29
1171
645
98
1474
305
362
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100
0
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0
0
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98
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100
0
1622
905
177
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0
0
1488
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0
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1200
177
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1493
38
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643
102
1452
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100
0
1560
1200
177
851
138
655
1284
34
1141
320
95
1404
305
358
531
100
0
1560
1200
177
851
264
1256
1082
28
1071
0
88
1354
305
358
468
100
0
1560
1200
177
851
283
1346
1060
24
1076
0
85
1354
305
354
387
100
0
1560
1200
177
851
310
1476
1046
20
1079
0
79
1347
305
351
216
100
0
1560
1200
177
851
308
1466
1085
19
1074
0
81
1344
305
308
233
100
61
1854
1200
177
851
14
14
14
14
14
14
14
14
14
248
425
416
545
533
504
507
518
518
510
508
493
464
444
425
194
44
30
6
4
4
Nuevo
Proyecto
Central Tocopilla 220 kVBP1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
55
55
55
55
55
55
Proyección de
Consumo
Nuevo
Proyecto
Proyección de
Consumo
Nuevo
Proyecto
Central Tocopilla 220 kVBP1
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
Pozo Almonte 66 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
55
55
55
55
55
55
Pozo Almonte 66 kV
55
55
55
55
55
55
55
55
55
55
55
55
55
55
55
Lomas Bayas 220 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
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308
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 182 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Nombre fantasía
Energía [GWh]
Tipo
Barra de Consumo
Proyección de
Lomas Bayas 220 kV
Consumo
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Año
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
310
311
310
310
310
311
310
310
310
311
310
310
310
311
310
203
201
193
189
184
178
173
168
162
158
188
188
188
189
188
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12
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0
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135
147
118
121
119
118
118
118
118
118
204
204
204
204
204
116
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118
118
119
118
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169
26
514
0
976
215
515
0
2014
314
514
0
2119
314
514
0
2119
314
514
0
2119
314
515
0
2119
314
514
149
2119
314
514
521
2119
314
514
523
2771
411
514
521
3260
484
186
186
186
186
186
170
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
212
840
843
840
1435
1435
1439
1435
1435
1435
1439
1439
819
821
745
581
581
246
246
246
246
246
216
216
290
291
291
135
726
135
747
135
819
135
819
135
819
135
821
135
819
135
819
135
819
135
821
135
819
135
819
205
1247
206
1251
205
1247
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
514
514
782
968
624
628
621
581
549
503
478
448
395
358
272
0
0
0
0
Zaldívar 220 kV
0
0
0
0
72
850
848
848
848
850
1696
1696
1696
1701
1701
Zaldívar 220 kV
543
509
513
539
501
511
532
541
550
541
504
473
437
206
60
MINERA MANTOS
BLANCOS
Proyección de
Mantos Blancos 220 kV
Consumo
Nuevo
Tap Off Palestina 220 kV
Proyecto
MINERA MERIDIAN
Proyección de
Tap Off Palestina 220 kV
Consumo
MINERA MICHILLA
Proyección de
Mejillones 110 kV
Consumo
MINERA MINISTRO Proyección de Encuentro 220 kV-BP1
HALES
Consumo
Ministro Hales 220 kV
Lagunas
220 kV-BP
Nuevo
MINERA
Proyecto
Tarapacá 220 kV-BP
QUEBRADA
Proyección de
BLANCA
Collahuasi 220 kV-BP1
Consumo
Nuevo
Radomiro Tomic 220 kVProyecto
BP1
MINERA
RADOMIRO TOMIC Proyección de Radomiro Tomic 220 kVConsumo
BP1
MINERA SIERRA
GORDA
Nuevo
Proyecto
Nuevo
Proyecto
MINERA SPENCE
Proyección de
Consumo
Nuevo
Proyecto
MINERA ZALDIVAR
Proyección de
Consumo
Angamos 220 kV BP1
Encuentro 220 kV-BP1
Spence 220 kV
Encuentro 220 kV-BP1
MOLY-COP
Proyección de
Chacaya 220 kV-BT
Consumo
71
71
71
71
71
71
71
71
71
71
71
71
71
71
71
MOLYNOR
Proyección de
Mejillones 23 kV
Consumo
30
41
43
43
54
58
57
57
57
58
57
57
57
58
58
Mejillones 13,8 kV
(Noracid)
0
6
0
6
0
6
0
6
0
6
0
6
0
6
0
Antofagasta 13,8 kV-BP1
0
36
70
106
106
106
106
106
106
106
106
106
106
106
106
Antofagasta 13,8 kV-BP1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
236
187
186
186
186
144
144
144
144
144
144
144
144
144
144
NORACID
SABO
SQM
Proyección de
Consumo
Nuevo
Proyecto
Proyección de
Consumo
Proyección de Tap Off El Loa 220 kV
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 183 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Nombre fantasía
Energía [GWh]
Tipo
Barra de Consumo
Consumo
Tap Off El Negro 110 kV
Tap Off La Cruz 220 kV
Tap Off Nueva Victoria
220 kV
Tap Off Oeste 110 kV
Total general
2015
27
22
2016
27
22
2017
27
22
2018
28
22
2019
28
22
2020
28
22
2021
28
22
Año
2022
29
22
2023
29
22
2024
29
22
2025
30
22
2026
30
22
2027
30
22
2028
30
22
2029
30
22
71
90
89
104
104
105
104
104
104
105
104
104
104
105
105
272
272
272
272
277
293
293
293
293
293
293
307
307
307
307
18866 19157 20605 21549 23865 25663 26838 30197 32441 34070 35854 36964 38181 39366 40523
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 184 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Demanda de Potencia en Punta
Demanda Máxima [MW]
Nombre
fantasía
ALTONORTE
ATACAMA
AGUA
Tipo
Nuevo
Proyecto
0
0
0
0
0
0
0
0
0
44
44
44
44
44
44
Proyección
de Consumo
Alto Norte 110 kV
44
44
44
44
44
44
44
44
44
44
44
44
44
44
44
Nuevo
Proyecto
Tap Off Desalant 110 kV
15
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
Pozo Almonte 23 kV
Tamarugal 23 kV
Tap Off Dolores 23 kV
Pozo Almonte 23 kV
Tamarugal 23 kV
Tap Off Dolores 23 kV
0
0
0
2
5
2
0
0
0
2
5
2
0
0
0
2
5
2
0
0
0
2
5
2
0
0
0
2
5
2
0
0
0
2
5
2
0
0
0
2
5
2
0
0
0
2
5
2
0
0
0
2
5
2
3
3
3
2
5
2
3
3
3
2
5
2
3
3
3
2
5
2
3
3
3
2
5
2
3
3
3
2
5
2
3
3
3
2
5
2
Calama 23 kV - BP1
0
0
3
3
3
3
3
3
4
4
4
4
4
4
4
Antofagasta 13,8 kV-BP1
Calama 23 kV - BP1
Central Tocopilla 5 kV - Alimentador
Elecda
Centro 23 kV
El Lince 23 kV
El Tesoro 23 kV
La Portada 23 kV
Mantos Blancos 23 kV
Mejillones 13,8 kV
Sur 13,8 kV
Tap Off La Negra 23 kV
Uribe 23 kV
Alto Hospicio 13,8 kV
Cerro Dragón 13,8 kV
Lagunas 23 kV
Pacífico 13,8 kV
Palafitos 13,8 kV-BP1
Pozo Almonte 13,8 kV - Autotrafo
Nº1
Tamarugal 23 kV
Tap Off Dolores 23 kV
Tarapacá 220 kV-BP
11
55
11
58
12
61
13
65
13
69
14
73
15
77
16
81
17
86
18
91
19
96
20
102
21
108
22
114
23
120
COSAYACH
Proyección
de Consumo
Nuevo
Proyecto
ELIQSA
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Alto Norte 110 kV
Nuevo
Proyecto
ELECDA
Barra de Consumo
Año
Proyección
de Consumo
Proyección
de Consumo
7
7
7
8
8
9
9
10
11
11
12
12
13
14
15
68
0
0
22
1
6
17
11
5
17
27
1
28
27
72
0
0
23
1
6
18
12
6
18
29
1
30
29
76
0
0
25
1
6
19
12
6
19
31
1
32
30
80
0
0
26
1
7
20
13
6
20
33
1
34
32
85
0
0
28
1
7
22
14
7
21
35
1
36
35
90
0
0
29
1
8
23
15
7
23
37
1
39
37
95
0
1
31
1
8
24
16
7
24
40
1
41
39
101
0
1
33
1
9
26
16
8
26
42
1
44
42
106
0
1
35
1
9
27
17
8
27
45
1
47
44
113
0
1
37
1
10
29
18
9
29
48
2
50
47
119
0
1
39
1
10
30
20
9
31
51
2
53
50
126
0
1
41
1
11
32
21
10
33
54
2
57
54
133
0
1
43
2
11
34
22
10
35
58
2
60
57
141
0
1
46
2
12
36
23
11
37
62
2
64
61
149
0
1
49
2
13
38
24
12
40
66
2
68
65
9
10
10
11
12
13
13
14
15
16
17
18
19
21
22
6
1
3
6
1
3
7
1
3
7
2
3
8
2
4
8
2
4
9
2
4
9
2
4
10
2
5
11
2
5
11
2
5
12
2
6
13
3
6
14
3
6
14
3
7
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 185 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Demanda Máxima [MW]
Nombre fantasía
EMELARI
Tipo
Proyección
de Consumo
Barra de Consumo
Chinchorro 13,8 kV
Pukara 13,8 kV-BP1
Quiani 13.8 kV-BP1
Tap Off Cuya 110 kV
Año
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
20
21
22
23
24
25
26
28
29
30
32
33
35
36
38
27
28
29
30
32
33
35
37
38
40
42
44
46
48
50
11
11
12
12
13
13
14
15
15
16
17
17
18
19
20
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Nuevo
Proyecto
Mejillones 110 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4
4
4
4
4
4
Proyección
de Consumo
Mejillones 110 kV
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
Nuevo
Proyecto
Chacaya 110 kV - BP1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
2
2
2
2
2
Proyección
de Consumo
Chacaya 110 kV - BP1
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
Nuevo
Proyecto
Inacesa 23 kV
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Proyección
de Consumo
Inacesa 23 kV
9
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
MINERA ACF
Proyección
de Consumo
Lagunas 23 kV
4
4
5
5
6
6
6
7
7
7
7
8
8
8
8
MINERA
ALGORTA
Proyección
de Consumo
Chacaya 110 kV-BT
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
Nuevo
Proyecto
Antucoya 220 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
50
50
50
50
50
50
Proyección
de Consumo
Antucoya 220 kV
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
Nuevo
Proyecto
Pozo Almonte 220 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
17
33
36
36
36
Proyección
de Consumo
Pozo Almonte 220 kV
37
38
34
38
38
38
38
36
36
35
32
5
0
0
0
Nuevo
Proyecto
Spence 23 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6
6
6
6
6
6
Calama 23 kV - BP2
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
ENAEX
GNLM
INACESA
MINERA
ANTUCOYA
MINERA CERRO
COLORADO
MINERA CERRO
DOMINADOR
MINERA
CHUQUICAMATA
Proyección
de Consumo
Spence 23 kV
6
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Nuevo
Proyecto
Chuquicamata 220 kV-BP1
0
0
0
49
50
51
54
59
67
67
76
78
79
80
80
Proyección
de Consumo
A 100 kV-B1
Chuquicamata 220 kV-BP1
Salar 100 kV - BP1
Salar 220 kV - BP1
51
106
17
106
50
104
17
104
51
105
17
105
46
95
15
95
46
95
15
95
43
90
14
90
45
94
15
94
44
92
15
92
43
90
14
90
43
91
14
91
43
91
14
91
43
91
14
91
43
91
14
91
43
91
14
91
43
91
14
91
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 186 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Demanda Máxima [MW]
Año
Nombre fantasía
MINERA
COLLAHUASI
Tipo
Proyección
de Consumo
Barra de Consumo
Central Tarapacá 6.9 kV - CTTAR
Collahuasi 220 kV-BP1
MINERA
COPAQUIRE
Nuevo
Proyecto
Lagunas 220 kV-BP
0
0
0
0
0
0
0
0
0
50
100
150
150
175
175
Nuevo
Proyecto
El Abra 220 kV
0
0
0
0
0
0
0
420
420
420
420
420
420
420
420
Proyección
de Consumo
El Abra 220 kV
115
99
109
109
109
108
108
108
108
108
110
110
112
110
112
Nuevo
Proyecto
El Tesoro 220 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
9
40
40
40
40
40
Proyección
de Consumo
El Tesoro 220 kV
38
39
40
40
40
39
37
37
33
31
0
0
0
0
0
Coloso 220 kV
Laguna Seca 220 kV
O'Higgins 220 kV
Coloso 220 kV
Domeyko 220 kV - BP1
Escondida 220 kV-BP1
Escondida 220 kV-BP2
Laguna Seca 220 kV
O'Higgins 220 kV
Planta Óxidos 220 kV
Sulfuros 220 kV
Chacaya 110 kV - BP2
Chacaya 220 kV-BP1
Esperanza 220 kV
Nueva Encuentro 220 kV
Chacaya 110 kV - BP2
Esperanza 220 kV
0
0
0
4
161
60
13
115
42
77
90
15
0
8
0
30
115
0
0
54
3
125
0
13
114
42
78
88
15
0
15
0
30
115
0
0
164
4
131
112
13
115
42
79
87
15
0
15
0
30
115
0
0
132
4
130
115
13
115
42
73
61
15
0
185
0
30
115
0
0
150
5
140
108
15
115
42
72
87
15
0
185
0
30
115
0
0
209
4
143
90
14
114
42
72
80
15
0
185
0
30
115
0
0
209
4
144
89
14
115
42
71
80
15
0
185
0
30
115
0
0
203
5
145
89
14
115
42
71
80
15
0
185
150
30
115
0
0
206
5
145
88
14
115
42
70
80
15
0
185
150
30
115
1
2
206
5
145
89
14
115
42
69
80
15
0
185
150
30
115
19
90
204
5
145
89
14
115
42
67
76
15
0
185
150
30
115
36
173
149
4
136
0
12
115
42
67
60
15
0
185
150
30
115
39
185
149
4
136
0
12
115
42
67
60
15
0
185
150
30
115
43
202
145
3
136
0
11
115
42
66
34
15
0
185
150
30
115
42
202
153
3
136
0
11
115
42
66
39
15
10
185
150
30
115
Nuevo
Proyecto
Gaby 220 kV
2
2
2
2
2
2
2
2
2
39
65
67
71
72
71
Proyección
de Consumo
Gaby 220 kV
72
74
74
73
73
74
73
71
61
35
7
5
1
1
1
Nuevo
Proyecto
Central Tocopilla 220 kV-BP1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
10
10
10
10
10
10
Proyección
de Consumo
Central Tocopilla 220 kV-BP1
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
Nuevo
Proyecto
Pozo Almonte 66 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8
8
8
8
8
8
MINERA EL
ABRA
MINERA EL
TESORO
Nuevo
Proyecto
MINERA
ESCONDIDA
Proyección
de Consumo
MINERA
ESPERANZA
Nuevo
Proyecto
Proyección
de Consumo
MINERA GABY
MINERA GRACE
MINERA
HALDEMAN
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
3
4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
191 198 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Página 187 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Demanda Máxima [MW]
Nombre fantasía
Tipo
Proyección
de Consumo
Barra de Consumo
Año
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Pozo Almonte 66 kV
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Nuevo
Proyecto
Lomas Bayas 220 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
40
40
40
40
40
Proyección
de Consumo
Lomas Bayas 220 kV
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Proyección
de Consumo
Mantos Blancos 220 kV
29
28
27
27
26
25
25
24
23
23
25
25
25
25
25
Nuevo
Proyecto
Tap Off Palestina 220 kV
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Proyección
de Consumo
Tap Off Palestina 220 kV
17
19
15
16
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
Proyección
de Consumo
Mejillones 110 kV
16
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15
15
15
15
Proyección
de Consumo
Encuentro 220 kV-BP1
79
74
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
Ministro Hales 220 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
20
70
70
70
Nuevo
Proyecto
Lagunas 220 kV-BP
Tarapacá 220 kV-BP
0
0
5
0
15
0
20
0
15
5
143
42
193
42
193
42
193
42
193
42
193
42
193
42
193
42
193
42
193
42
Proyección
de Consumo
Collahuasi 220 kV-BP1
25
25
25
25
25
25
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Nuevo
Proyecto
Radomiro Tomic 220 kV-BP1
0
0
0
123
123
123
123
210
210
210
210
210
210
210
210
Proyección
de Consumo
Radomiro Tomic 220 kV-BP1
110
110
100
78
78
33
33
33
33
33
29
29
29
29
29
Nuevo
Proyecto
Angamos 220 kV BP1
Encuentro 220 kV-BP1
22
100
22
100
22
110
22
110
22
110
22
110
22
110
22
110
22
110
22
110
22
110
22
110
22
110
22
110
22
110
Nuevo
Proyecto
Spence 220 kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
60
60
91
113
Proyección
de Consumo
Encuentro 220 kV-BP1
75
75
75
72
69
68
65
65
62
55
51
0
0
0
0
Nuevo
Proyecto
Zaldívar 220 kV
0
0
0
0
110
110
110
110
110
110
220
220
220
220
220
Proyección
de Consumo
Zaldívar 220 kV
72
68
69
74
68
69
72
77
83
79
76
71
56
26
9
MOLY-COP
Proyección
de Consumo
Chacaya 220 kV-BT
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
MOLYNOR
Proyección
de Consumo
Mejillones 23 kV
4
6
6
6
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
MINERA LOMAS
BAYAS
MINERA
MANTOS
BLANCOS
MINERA
MERIDIAN
MINERA
MICHILLA
MINERA
MINISTRO
HALES
MINERA
QUEBRADA
BLANCA
MINERA
RADOMIRO
TOMIC
MINERA SIERRA
GORDA
MINERA
SPENCE
MINERA
ZALDIVAR
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Demanda Máxima [MW]
Nombre fantasía
NORACID
SABO
SQM
Tipo
Proyección
de Consumo
Barra de Consumo
Año
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Mejillones 13,8 kV (Noracid)
0
6
0
6
0
6
0
6
0
6
0
6
0
6
0
Nuevo
Proyecto
Antofagasta 13,8 kV-BP1
0
8
16
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
Proyección
de Consumo
Antofagasta 13,8 kV-BP1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
34
5
3
10
37
191
25
5
3
12
37
198
25
5
3
12
37
192
25
6
3
14
37
192
25
6
3
14
38
192
19
6
3
14
39
209
19
6
3
14
39
209
19
6
3
14
39
420
19
6
3
14
39
420
19
6
3
14
39
420
19
7
3
14
39
420
19
6
3
14
40
420
19
7
3
14
40
420
19
7
3
14
40
420
19
7
3
14
40
420
Tap Off El Loa 220 kV
Tap Off El Negro 110 kV
Proyección
Tap Off La Cruz 220 kV
de Consumo
Tap Off Nueva Victoria 220 kV
Tap Off Oeste 110 kV
Total general
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.6
ANEXO 6. FLUJOS DE POTENCIA – CURVAS DE DURACIÓN
Adjunto a este Informe se envía archivo “Flujos por Líneas-Escenario Base.ZIP” que contiene las curvas de
duración de los flujos de potencia, así como los flujos de potencia graficados temporalmente.
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.7
ANEXO 7. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL
9.7.1
Demanda del SIC
La demanda proyectada para el SIC utiliza como base la información contenida en la versión definitiva del
Informe Técnico de Precio de Nudo de Octubre 2013, emitido por la Comisión.
La modelación de la curva de duración de la demanda considera cinco bloques mensuales, donde cada uno
de los bloques representa en términos simplificados un conjunto de horas agrupadas, que permiten modelar
de manera más compacta la demanda. En base a lo anterior, y con el fin de mantener la correlación horaria
entre ambos sistemas SIC y SING, en primer lugar se identifica de manera simplificada la correspondencia
18
hora-bloque del SIC a partir de la estadística de demanda de este sistema . Una vez identificada la
19
correspondencia hora-bloque del SIC, fue posible sincronizar los 5 bloques de demanda del SIC con los
perfiles de demanda del SING, cuya modelación más detallada fue obtenida a partir de los perfiles históricos
de demanda que dispone el CDEC-SING.
Debido a que el objetivo del presente análisis se enfoca en los requerimientos del sistema de transmisión del
SING, sólo se indican los valores globales de demanda del SIC.
Energía
Potencia
120,000
9.0
8.0
14,000
7.0
12,000
6.0
6.0
60,000
4.5
40,000
3.0
20,000
10,000
5.0
8,000
4.0
6,000
3.0
4,000
2.0
2,000
1.0
Crecimiento [%]
80,000
Potencia [MW]
7.5
Crecimiento [%]
Energía [TWh]
100,000
16,000
1.5
0
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Energía [TWh] 51,106 53,989 56,963 59,509 62,266 65,134 68,271 71,003 73,987 77,029 80,948 84,715 88,951 93,399 98,393
Crecimiento [%] 5.9
5.6
5.5
4.5
4.6
4.6
4.8
4.0
4.2
4.1
5.1
4.7
5.0
5.0
5.3
0
0.0
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Potencia [MW]
7,109
7,559
7,952
8,326
8,713
9,090
9,491
9,890 10,290 10,703 11,122 11,679 12,263 12,876 13,519
Crecimiento [%]
6.3
6.3
5.2
4.7
4.6
4.3
4.4
4.2
2022
4.0
2023
4.0
2024
3.9
2025
5.0
2026
2027
5.0
5.0
2028
0.0
5.0
Gráfico 13: Proyección de Demanda del SIC.
Esta demanda es abastecida mediante la generación que se indica en la siguiente Sección, que según se
indica, corresponde a la establecida en el Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo de Octubre de 2013.
9.7.2
Oferta del SIC
La oferta de generación considerada para efectos de la simulación de la operación del sistema, consiste en
aquella necesaria para alcanzar, en el largo plazo, el costo marginal que permite rentabilizar la inversión y
operación de la unidad genérica de desarrollo, que para efectos de este ejercicio de planificación consiste en
una unidad vapor-carbón cuyas características generales se presentan en la Sección 9.2.
La oferta de generación del SIC corresponde a aquella indicada en el ITD y depende del escenario
hidrológico que se presente. Por esta razón, y como una manera de presentar de manera objetiva la oferta
disponible independiente de la condición hidrológica imperante, se presenta a continuación en forma de
capacidad instalada.
18
19
Información obtenida desde la web del CDEC-SIC.
Obtenidos a partir de la modelación de demanda del SIC utilizada en el ITD de Octubre de 2013.
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Potencia Instalada SIC
Potencia Instalada SIC
(MW por tipo)
Embalse+Serie
Pasada
Eólica
Solar
Geotermia
Biomasa+Desechos Forestales
(% por tipo)
Carbón
GNL
Diesel + Fuel Oil
25,000
Embalse+Serie
Pasada
Eólica
Solar
Geotermia
Biomasa+Desechos Forestales
Carbón
GNL
Diesel + Fuel Oil
100%
90%
20,000
80%
70%
15,000
60%
50%
10,000
40%
30%
5,000
20%
10%
0
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
0%
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Gráfico 14: Oferta de Generación Sistema Interconectado Central.
9.7.3
Topología Base y Sistema de Transmisión del SIC
La modelación del sistema de transmisión del Sistema Interconectado Central considera un total de 58
barras, en tensiones de 110, 154, 220 y 500 kV, y 68 líneas y 17 transformadores. La demanda ha sido
concentrada en 30 barras, al igual que las inyecciones.
A partir del año 2015 se considera el desarrollo del sistema de transmisión en 500 kV en la zona centro del
SIC, más precisamente aquellas instalaciones asociadas a la subestación Lo Aguirre y los seccionamientos
que este proyecto propone a las actuales instalaciones en 550 kV entre Alto Jahuel y Polpaico.
El mes de enero de 2018 entra en servicio el sistema de transmisión en 500 kV desde la subestación
Polpaico hasta la subestación Cardones en el norte del SIC. Este sistema de transmisión permite la llegada
de la línea de interconexión SIC - SING a partir de enero del año 2021 en el nuevo pario de 500 kV de S/E
Cardones 500, y con ello permite el intercambio de energía y potencia entre ambos sistemas.
Para efectos de evitar distorsiones en las señales de precio en el largo plazo, se considera que las líneas del
SIC no tienen límites de transmisión a contar del año 2021. Asimismo, como una forma de simplificar los
análisis no se consideran las pérdidas de transmisión en el SIC.
9.7.4
Disponibilidad y Precio de Combustibles
La disponibilidad y precios de los combustibles del SIC utilizados para la simulación de la operación son los
indicados en el Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo de octubre 2013, aquellos años del horizonte
donde no existe información han sido completados actualizando los precios de combustibles con una tasa de
crecimiento equivalente a un 0.5% anual, lo que permite que dichos precios no varíen significativamente
respecto al valor del último año del que se dispone de información.
En el siguiente gráfico se presenta la evolución de las bandas de precio de los principales combustibles del
SIC para el periodo 2014 - 2028.
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Banda de Precio del Carbón
Banda de Precio del GNL
(USD/Ton)
(USD/dam3)
707
120
607
100
507
80
407
60
307
40
207
20
107
0
Banda de Precio del Diesel
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
7
Banda de Precio del Fuel Oil
(USD/Ton)
(USD/Ton)
2000
1600
1800
1400
1600
1200
1400
1000
1200
1000
800
800
600
600
400
400
200
200
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2013
0
0
Gráfico 15: Evolución de banda de precios de combustibles en el SIC.
En relación a la disponibilidad de combustibles, el único que presenta algún tipo de restricción en el
suministro es el Gas Natural. En cuanto a la disponibilidad de gas natural de origen regional (gas desde
Argentina u otros países) se supone nula en todo el periodo. En cuanto a la disponibilidad de gas natural
licuado (GNL), se utiliza lo indicado en el ITD Oct13.
Central Tal Tal
Unidades 1 y 2, 100% disponibilidad de GNL para todo el horizonte de análisis. Hasta el mes de septiembre
de 2016 opera como dos unidades GNL en Ciclo Abierto. A partir de enero del año 2017 pasa a operar como
Ciclo Combinado.
Central San Isidro
Unidades 1 y 2, 100% disponibilidad de GNL para todo el horizonte de análisis.
Central Quintero
Unidades 1 y 2, 100% disponibilidad de GNL a para todo el horizonte de análisis. Hasta el mes de febrero de
2020 opera como dos unidades en Ciclo Abierto. A partir de junio del mismo año opera como Ciclo
Combinado.
Central Nehuenco
Central Nehuenco 1:
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo

Sin disponibilidad de GNL al año 2014, sólo diesel.

100% disponibilidad de GNL a partir de abril de 2015.
Central Nehuenco 2:

20% de disponibilidad al año 2014.

Sin disponibilidad de GNL al año 2015, sólo diesel.

100% disponibilidad de GNL a partir de abril de 2016, antes sólo diesel.
Central Candelaria

Unidades 1 y 2, sin disponibilidad de GNL en el horizonte 2014-2019, sólo diesel.

Unidades 1 y 2, 100% disponibilidad de GNL a partir de febrero de 2020.

Unidades 1 y 2, hasta el mes de agosto de 2022 operan como dos unidades en Ciclo Abierto, y a
partir de diciembre de 2022 pasa a operar como Ciclo Combinado.
Central Nueva Renca

Sin disponibilidad de GNL al año 2014, sólo diesel.

100% disponibilidad de GNL a partir de abril de 2015.
9.7.5
Estadística Hidrológica
Para efectos de simular la oferta de generación de las unidades hidroeléctricas del SIC se utiliza la
estadística hidrológica considerada en el ITD de octubre 2013, es decir, para las centrales hidroeléctricas de
embalse se utilizó una muestra estadística de 53 años de los afluentes en régimen natural en las diferentes
cuencas del país, desde abril de 1960 hasta marzo de 2013.
A efectos de generar una muestra que contenga situaciones más extremas y en base a la energía afluente al
sistema para cada año hidrológico, se agregaron tres hidrologías a la estadística real bajo los siguientes
criterios:
i.
ii.
iii.
Una hidrología seca, que pondera los afluentes de la situación más seca como sistema (año 19981999), por el guarismo 0,8.
Una hidrología seca, que pondera los afluentes de la siguiente situación más seca como sistema
(año 1968-1969), por el guarismo 0,9.
Una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la
dispersión de la misma sea mínima.
De esta forma, el total de años hidrológicos utilizados para el presente análisis es de 56.
Para las centrales de pasada se aplica un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estén
dentro de los máximos y mínimos de cada central.
Si bien, se utiliza la estadística hidrológica de 56 series como dato de entrada para las simulaciones, con el
fin de simplificar el problema de optimización de la operación en los escenarios de Interconexión SIC-SING y
20
disminuir los tiempos de convergencia del algoritmo de optimización, se configura el software planificación
para que realice las simulaciones con las 10 muestras más representativas de la estadística completa.
20
El software de planificación Plexos tiene algoritmos de estadística internos que permiten optimizar la selección de las muestras más
representativas de un conjunto de datos aleatorios.
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.8
ANEXO 8. CAPACIDADES DE TRANSMISIÓN DE LÍNEAS DE LA ZONA NORTE
Tabla 149: Capacidades líneas 220 kV – Zona Norte
Capacidad de Diseño [MVA]
Capacidad a 35°C
Corriente
Potencia
[A]
[MVA]
Tensión
[kV]
Longitud
[km]
Crucero - Lagunas cto 1
220
173,20
182,9
182,9
-
190,5
480,0
183,0
Crucero - Lagunas cto 2
220
173,20
182,9
182,9
N/A
476,3
480,0
183,0
Encuentro - Collahuasi cto 1
220
201,41
133,4
-
-
-
350,0
133,0
Encuentro - Collahuasi cto 2
220
201,20
170,7
274,4
N/A
304,8
448,0
170,0
Encuentro - Lagunas cto 1
220
175,00
289,6
-
-
-
761,05
290,0
Encuentro - Lagunas cto 2
220
175,00
289,6
-
-
-
761,05
290,0
Collahuasi - Lagunas cto 1
220
118,00
109,0
228,6
-
-
286,0
109,0
Collahuasi - Lagunas cto 2
220
118,00
109,0
228,6
-
-
286,0
109,0
Líneas
Conductor TTCC Protecciones Otros
Tarapacá - Lagunas cto 1
220
56,00
254,2
182,9
N/A
N/A
397,0
151,3
Tarapacá - Lagunas cto 2
220
56,00
254,2
182,9
N/A
N/A
397,0
151,3
Tarapacá - Cóndores
220
69,78
197,4
182,9
457,3
N/A
333,0
126,9
Cóndores - Parinacota
220
221,18
197,4
91,5
243,9
N/A
333,0
126,9
Lagunas - Pozo Almonte
220
70,00
196,2
182,9
-
190,5
315,0
120,0-
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.9
9.9.1
ANEXO 9. FLUJOS POR LAS LÍNEAS DE LA ZONA NORTE
Año 2015
Tabla 150: Flujos por líneas 220 kV de la Zona Norte
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
60.77
112.22
104.08
-41.96
Crucero - Lagunas #2
61.29
113.20
105.71
-40.48
Encuentro - Collahuasi #1
70.01
94.29
89.26
-30.39
Encuentro - Collahuasi #2
54.54
94.03
89.01
-30.32
Tarapacá - Lagunas #1
45.58
70.82
-70.76
-2.75
Tarapacá - Lagunas #2
45.58
70.82
-70.76
-2.75
Tarapacá-Cóndores
66.73
125.43
125.40
-2.94
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
Líneas
73.66
135.33
131.36
-32.53
Crucero - Lagunas #2
74.38
136.65
133.24
-30.32
Encuentro - Collahuasi #1
96.75
129.62
127.88
-21.14
Encuentro - Collahuasi #2
-
-
-
-
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
80.10
148.41
139.11
-51.71
Crucero - Lagunas #2
-
-
-
-
Encuentro - Collahuasi #1
90.68
121.50
119.00
-24.55
Encuentro - Collahuasi #2
70.71
121.27
118.78
-24.48
Líneas
9.9.2
Año 2016
Tabla 151: Flujos por líneas 220 kV de la Zona Norte
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
62.94
116.90
111.53
Crucero - Lagunas #2
63.40
117.75
112.91
-33.41
Encuentro - Collahuasi #1
72.69
98.44
95.33
-24.54
Encuentro - Collahuasi #2
56.64
98.17
95.08
-24.45
Tarapacá - Lagunas #1
48.61
75.03
-74.82
-5.55
-5.55
Tarapacá - Lagunas #2
48.61
75.03
-74.82
Tarapacá-Cóndores
71.44
133.15
133.13
Líneas
% carga
Crucero - Lagunas #1
Crucero - Lagunas #2
Encuentro - Collahuasi #1
Encuentro - Collahuasi #2
Líneas
S [MVA]
P [MW]
-35.04
2.59
Q [MVAr]
77.15
142.47
140.93
-20.95
77.81
143.69
142.49
-18.49
101.87
137.15
136.79
-10.00
-
-
-
-
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
91.54
Crucero - Lagunas #2
-
168.95
-
167.66
-
-20.88
-
Encuentro - Collahuasi #1
95.10
127.98
127.30
-13.20
Encuentro - Collahuasi #2
74.17
127.76
127.08
-13.11
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
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CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.9.3
Año 2017
Tabla 152: Flujos por líneas 220 kV de la Zona Norte
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
38.38
70.88
70.50
Crucero - Lagunas #2
38.67
70.78
70.51
-6.08
Encuentro - Collahuasi #1
53.49
72.01
71.06
-11.69
Encuentro - Collahuasi #2
41.62
71.73
70.79
-11.60
Encuentro - Lagunas #1
23.90
69.93
69.45
-8.15
Encuentro - Lagunas #2
23.90
69.93
69.45
-8.15
Tarapacá - Lagunas #1
52.49
78.90
-78.83
-3.34
Tarapacá - Lagunas #2
52.49
78.90
-78.83
-3.34
Tarapacá-Cóndores
Líneas
77.86
% carga
141.50
S [MVA]
-7.30
141.49
P [MW]
-1.71
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
45.03
83.00
82.61
-8.07
Crucero - Lagunas #2
45.09
83.12
82.85
-6.62
Encuentro - Collahuasi #1
71.12
Encuentro - Collahuasi #2
95.58
-
-
95.34
-
-6.66
-
Encuentro - Lagunas #1
28.12
82.15
81.66
-9.01
Encuentro - Lagunas #2
28.12
82.15
81.66
-9.01
Líneas
% carga
Crucero - Lagunas #1
S [MVA]
47.92
Crucero - Lagunas #2
P [MW]
88.41
-
-
Q [MVAr]
88.06
-
-7.83
-
Encuentro - Collahuasi #1
60.81
81.80
81.04
-11.12
Encuentro - Collahuasi #2
47.35
81.53
80.78
-11.03
Encuentro - Lagunas #1
29.88
87.39
86.95
-8.76
Encuentro - Lagunas #2
29.88
87.39
86.95
-8.76
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
47.66
87.92
87.53
Crucero - Lagunas #2
47.77
88.12
87.87
-8.29
-6.73
Encuentro - Collahuasi #1
60.71
81.65
80.85
-11.42
Encuentro - Collahuasi #2
47.27
81.38
80.59
-11.33
Encuentro - Lagunas #1
-
-
-
-
Encuentro - Lagunas #2
29.79
87.12
86.63
-9.24
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
Página 197 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.9.4
Año 2018
Tabla 153: Flujos por líneas 220 kV de la Zona Norte
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
44.68
82.68
75.49
-33.73
Crucero - Lagunas #2
44.78
82.87
76.05
-32.93
Encuentro - Collahuasi #1
57.08
77.16
72.47
-26.49
Encuentro - Collahuasi #2
44.43
76.87
72.20
-26.41
Encuentro - Lagunas #1
27.15
79.79
72.47
-33.37
Encuentro - Lagunas #2
27.15
79.79
72.47
-33.37
Tarapacá - Lagunas #1
53.93
83.22
-83.11
-4.23
Tarapacá - Lagunas #2
53.93
83.22
-83.11
-4.23
Tarapacá-Cóndores
Líneas
80.36
% carga
149.93
S [MVA]
149.93
P [MW]
0.00
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
50.19
92.49
87.72
-29.34
Crucero - Lagunas #2
50.34
92.78
88.39
-28.22
Encuentro - Collahuasi #1
74.07
Encuentro - Collahuasi #2
99.62
-
-
97.29
-
-21.42
-
Encuentro - Lagunas #1
30.87
90.27
85.25
-29.68
Encuentro - Lagunas #2
30.87
90.27
85.25
-29.68
Líneas
% carga
Crucero - Lagunas #1
S [MVA]
54.74
Crucero - Lagunas #2
P [MW]
100.95
-
-
Q [MVAr]
95.50
-
-32.72
-
Encuentro - Collahuasi #1
64.43
86.77
83.13
-24.86
Encuentro - Collahuasi #2
50.18
86.50
82.87
-24.78
Encuentro - Lagunas #1
33.04
96.73
91.13
-32.44
Encuentro - Lagunas #2
33.04
96.73
91.13
-32.44
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
53.44
98.57
93.02
-32.60
Crucero - Lagunas #2
53.67
98.98
93.86
-31.42
Encuentro - Collahuasi #1
64.41
86.69
82.96
-25.17
Encuentro - Collahuasi #2
50.16
86.42
82.70
-25.09
Encuentro - Lagunas #1
-
-
-
-
Encuentro - Lagunas #2
33.03
96.65
90.85
-32.98
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
Página 198 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.9.5
Año 2019
Tabla 154: Flujos por líneas 220 kV de la Zona Norte
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
49.43
90.76
85.75
-29.72
Crucero - Lagunas #2
49.57
91.02
86.40
-28.65
Encuentro - Collahuasi #1
64.39
86.07
83.49
-20.93
Encuentro - Collahuasi #2
50.15
85.80
83.23
-20.85
Encuentro - Lagunas #1
29.99
87.16
81.35
-31.31
Encuentro - Lagunas #2
29.99
87.16
81.35
-31.31
Tarapacá - Lagunas #1
59.60
90.42
-90.28
5.03
Tarapacá - Lagunas #2
59.60
90.42
-90.28
5.03
Tarapacá-Cóndores
Líneas
86.79
% carga
160.35
S [MVA]
159.15
P [MW]
-19.55
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
56.05
102.73
100.06
-23.29
Crucero - Lagunas #2
56.27
103.14
100.80
-21.82
Encuentro - Collahuasi #1
84.70
Encuentro - Collahuasi #2
112.88
-
-
112.16
-
-12.73
-
Encuentro - Lagunas #1
34.37
99.59
96.19
-25.80
Encuentro - Lagunas #2
34.37
99.59
96.19
-25.80
Líneas
% carga
Crucero - Lagunas #1
S [MVA]
61.08
Crucero - Lagunas #2
P [MW]
112.07
-
-
Q [MVAr]
108.71
-
-27.22
-
Encuentro - Collahuasi #1
72.93
97.37
95.61
-18.46
Encuentro - Collahuasi #2
56.83
97.12
95.37
-18.37
Encuentro - Lagunas #1
36.76
106.71
102.63
-29.24
Encuentro - Lagunas #2
36.76
106.71
102.63
-29.24
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
59.55
109.31
105.59
-28.27
Crucero - Lagunas #2
59.85
109.86
106.55
-26.77
Encuentro - Collahuasi #1
72.80
97.19
95.23
-19.40
Encuentro - Collahuasi #2
56.73
96.94
94.99
-19.31
Encuentro - Lagunas #1
-
-
-
-
Encuentro - Lagunas #2
36.71
106.57
102.03
-30.78
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
Página 199 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.9.6
Año 2019
Tabla 155: Flujos por líneas 220 kV de la Zona Norte
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
75.16
135.99
135.89
5.23
Crucero - Lagunas #2
75.83
136.81
136.58
7.87
Encuentro - Collahuasi #1
83.30
109.00
108.99
1.36
Encuentro - Collahuasi #2
64.96
108.78
108.77
1.46
Encuentro - Lagunas #1
46.30
132.83
132.78
3.62
Encuentro - Lagunas #2
46.30
132.83
132.78
3.62
Tarapacá - Lagunas #1
79.79
114.30
-114.05
-7.47
Tarapacá - Lagunas #2
79.79
114.30
-114.05
-7.47
Tarapacá-Cóndores
97.91
169.57
169.56
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
-1.76
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
88.73
157.16
155.77
20.88
Crucero - Lagunas #2
89.62
158.31
156.46
24.15
Encuentro - Collahuasi #1
116.78
Encuentro - Collahuasi #2
149.40
-
-
147.58
-
23.28
-
Encuentro - Lagunas #1
55.13
154.69
153.54
18.81
Encuentro - Lagunas #2
55.13
154.69
153.54
18.81
Tarapacá - Cóndores
Líneas
105.01
% carga
Crucero - Lagunas #1
170.72
S [MVA]
99.47
Crucero - Lagunas #2
170.51
P [MW]
176.41
-
-
8.31
Q [MVAr]
173.97
-
29.28
-
Encuentro - Collahuasi #1
102.59
130.74
129.55
17.64
Encuentro - Collahuasi #2
80.05
130.57
129.36
17.76
Encuentro - Lagunas #1
60.84
170.69
168.66
26.24
60.84
170.69
168.66
26.24
106.62
171.05
170.74
Encuentro - Lagunas #2
Tarapacá - Cóndores
Líneas
% carga
S [MVA]
P [MW]
10.26
Q [MVAr]
Crucero - Lagunas #1
96.01
171.15
169.57
23.22
Crucero - Lagunas #2
97.01
172.54
170.45
26.81
Encuentro - Collahuasi #1
101.36
130.24
129.43
14.53
Encuentro - Collahuasi #2
79.09
130.06
129.23
14.64
Encuentro - Lagunas #1
-
-
-
-
Encuentro - Lagunas #2
60.12
169.94
168.57
21.52
104.62
170.51
170.43
5.35
Tarapacá - Cóndores
9.10 ANEXO 10. ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE BARRAS EN SUBESTACIONES
Informe de “Análisis de capacidad de Barras de Subestaciones del SING”, octubre de 2014.
9.11 ANEXO 11. ENERGÍA GENERADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE – ESCENARIO BASE
Adjunto a este Informe se envía archivo “Generación por Unidades 2015-2029 IET Octubre 2014” que
contiene el detalle de la energía generada por tipo de combustible utilizada en el Escenario Base.
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
Página 200 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
9.12 ANEXO 12. PLAN DETALLADO DE OBRAS DE GENERACIÓN - ESCENARIO BASE
Tabla 156: Plan Detallado de Obras de Generación – Escenario Base
Año
Proyecto
Mes-Año
Barra de Conexión
Zona
Potencia [MW]
Tecnología
2016
Cochrane 1
may-16
Cochrane 220
Centro
280
Carbón
2016
Cochrane 2
oct-16
Cochrane 220
Centro
280
Carbón
2016
Kelar TG1+0.5TV
oct-16
Nueva Atacama 220
Sur
258
GNL
2016
Kelar TG2+0.5TV
oct-16
Nueva Atacama 220
Sur
258
GNL
2018
Diesel Mejillones 1
ene-18
Enlace 220
Sur
130
Diesel
2019
Diesel Mejillones 2
ene-19
Enlace 220
Sur
130
Diesel
2019
Carbon Mejillones 1
may-19
Enlace 220
Sur
375
Carbón
2020
Diesel Mejillones 3
ene-20
Enlace 220
Sur
130
Diesel
2022
Carbon Mejillones 2
jun-22
Enlace 220
Sur
375
Carbón
2023
Carbon Tarapaca 1
ene-23
Tarapacá 220
Norte
175
Carbón
2024
Carbon Tarapaca 2
mar-24
Tarapacá 220
Norte
175
Carbón
2025
Carbon Tarapaca 3
ene-25
Tarapacá 220
Norte
110
Carbón
2025
Atacama GNL 1
jun-25
Enlace 220
Sur
250
GNL
2027
Atacama GNL 2
ene-27
Enlace 220
Sur
250
GNL
2027
Atacama GNL 3
sep-27
Enlace 220
Sur
250
GNL
2028
Atacama GNL II-1
sep-28
Enlace 220
Sur
430
GNL
2029
Atacama GNL II-2
ene-29
Enlace 220
Sur
430
2031
Atacama GNL II-3
oct-31
Enlace 220
Sur
430
GNL
GNL
2015
Arica Solar 1
ene-15
Parinacota 066
Norte
18
Solar
2015
San Pedro de Atacama I
ene-15
Calama 110
Centro
17
Solar
2015
San Pedro de Atacama III
ene-15
Calama 110
Centro
30
Solar
2015
San Pedro de Atacama IV
ene-15
Calama 110
Centro
24
Solar
2015
La Huayca 2
ene-15
Pozo Almonte 066
Norte
21
Solar
2015
Maria Elena
ene-15
Lagunas 220
Norte
72
Solar
2015
PV_Arica
ene-15
Parinacota 220
Norte
35
Solar
2015
PV_Encuentro
ene-15
Encuentro 220
Centro
60
Solar
2015
PV_Pozo
ene-15
Pozo Almonte 220
Norte
60
Solar
2015
PV_Lagunas
jun-15
Lagunas 220
Norte
70
Solar
2015
PV_Encuentro
ago-15
Encuentro 220
Centro
60
Solar
2016
PV_Calama
ene-16
Calama 220
Centro
30
Solar
2016
PV_Pozo
ene-16
Pozo Almonte 220
Norte
60
Solar
2016
PV_Condores
ene-16
Condores 220
Norte
40
Solar
2017
PV_Arica
ene-17
Parinacota 220
Norte
35
Solar
2017
PV_Lagunas
abr-17
Lagunas 220
Norte
70
Solar
2018
Planta Solar Cerro Dominador
ene-18
Encuentro 220
Centro
110
Solar
2018
PV_Nueva_Encuentro
jun-18
Nueva Encuentro 220
Centro
60
Solar
2019
Eolico_Calama
ene-19
Calama 220
Centro
100
Eólico
2019
PV_Arica
ene-19
Parinacota 220
Norte
35
Solar
2019
PV_Pozo
ene-19
Pozo Almonte 220
Norte
60
Solar
2019
PV_Condores
ene-19
Condores 220
Norte
40
Solar
2020
PV_Andes
ene-20
Andes 220
Cordillera
100
Solar
2020
PV_Nueva_Encuentro
ene-20
Nueva Encuentro 220
Centro
60
Solar
2020
PV_Pozo
jun-20
Pozo Almonte 220
Norte
60
Solar
2021
Solar SING I
ene-21
Pozo Almonte 220
Norte
50
Solar
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
Página 201 de 202
CDEC-SING C-0076/2014
Clasificación: Informe
Versión: Definitivo
Año
Proyecto
Mes-Año
Barra de Conexión
Zona
Potencia [MW]
Tecnología
2021
CSP_Encuentro
ene-21
Nueva Encuentro 220
Centro
180
Solar
2021
PV_Condores
ene-21
Condores 220
Norte
40
Solar
2021
Eólico SING I
mar-21
Laberinto 220
Cordillera
50
Eólico
2021
Geotérmica Irruputunco
jun-21
Collahuasi 220
Norte
40
Geotermia
2021
Eólico_Calama
ago-21
Calama 220
Centro
100
Eólico
2022
PV_Andes
ene-22
Andes 220
Cordillera
100
Solar
2022
PV_Calama
ene-22
Calama 220
Centro
30
Solar
2022
PV_Domeyko
ene-22
Domeyko 220
Sur
50
Solar
2022
PV_Nueva_Encuentro
ene-22
Nueva Encuentro 220
Centro
60
Solar
2022
Eólico SING II
jun-22
Crucero 220
Centro
40
Eólico
2022
Geotérmica Puchuldiza 01
oct-22
Cerro Colorado 110
Norte
40
Geotermia
2023
CSP_Encuentro
ene-23
Nueva Encuentro 220
Centro
180
Solar
2023
Eólico_Lagunas
ene-23
Lagunas 220
Norte
175
Eólico
2023
PV_Cóndores
ene-23
Norte
40
Solar
2023
PV_Crucero
ene-23
Cóndores 220
Nueva Crucero Encuentro
220
Centro
50
Solar
2023
Solar SING II
may-23
Pozo Almonte 220
Norte
100
Solar
2023
PV_Nueva_Encuentro
jun-23
Nueva Encuentro 220
Centro
60
Solar
2024
Eólico_Calama
ene-24
Calama 220
Centro
100
Eólico
2024
Geotérmica_Gaby
ene-24
Gaby 220
Sur
50
Geotermia
2024
PV_Laberinto
ene-24
Laberinto 220
Cordillera
40
Solar
2025
Eólico_Calama
ene-25
Calama 220
Centro
100
Eólico
2025
PV_Arica
ene-25
Parinacota 220
Norte
35
Solar
2025
PV_Domeyko
ene-25
Domeyko 220
Sur
50
Solar
2025
PV_Lagunas
ene-25
Lagunas 220
Norte
70
Solar
2025
PV_Nueva_Encuentro
ene-25
Nueva Encuentro 220
Centro
60
Solar
2025
PV_Cóndores
ene-25
Norte
40
Solar
2025
PV_Crucero
ene-25
Cóndores 220
Nueva Crucero Encuentro
220
Centro
50
Solar
2026
Eólico_El Abra
ene-26
El Abra 220
Centro
100
2026
PV_Calama
ene-26
Calama 220
Centro
30
Eólico
Solar
2027
PV_Laberinto
ene-27
Laberinto 220
Cordillera
40
Solar
2027
PV_Lagunas
ene-27
Lagunas 220
Norte
70
Solar
2028
PV_Calama
ene-28
Calama 220
Centro
30
Solar
2028
PV_Domeyko
ene-28
Domeyko 220
Sur
50
Solar
2028
PV_Pozo
ene-28
Norte
60
Solar
Centro
50
Solar
Norte
175
Eólico
2028
PV_Crucero
ene-28
Pozo Almonte 220
Nueva Crucero Encuentro
220
2029
Eólico_Lagunas
may-29
Lagunas 220
ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING
Ó
Ó
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