Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión - CDEC-SING

ESTUDIO DE RESTRICCIONES
EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
AÑO 2015
INFORME
Autor
Fecha Creación
Correlativo
Versión
Dirección de Operación
31-07-2015
CDEC-SING C0065/2015
1.0
CDEC-SING C0065/2015
Clasificación: Para Observaciones Coordinados
Versión:1.0
CONTROL DEL DOCUMENTO
REGISTRO DE CAMBIOS
Fecha
Versión
31-07-2015
1.0
Autor
Descripción del Cambio
Departamento de Sistemas Eléctricos
Informe Preliminar
REVISADO POR:
Nombre
Cargo
Daniel Salazar J.
Director de Operación y Peajes
Raúl Moreno T.
Subdirector de Operaciones
Gretchen Zbinden V.
Jefe Departamento de Sistemas Eléctricos
REALIZADO POR:
Nombre
Cargo
Sebastián Barckhahn F.
Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos
Germán Concha V.
Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos
Johanna Monteiro Z.
Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos
Eugenio Quintana P.
Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos
Eduardo Verdugo C.
Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos
DISTRIBUCIÓN
Copia
Destinatario
1
Sres. Encargados CDEC-SING
2
Superintendencia de Electricidad y Combustibles
Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión - Año 2015
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CONTENIDO
CONTROL DEL DOCUMENTO
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CONTENIDO
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1. INTRODUCCIÓN
5
2. RESUMEN EJECUTIVO
6
3. CARACTERIZACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN, CRITERIOS DE ANÁLISIS Y
MITIGACIÓN APLICADOS
21
3.1 Horizonte de evaluación
3.2 Escenarios
3.2.1 Topología del sistema
3.2.2 Modificaciones a la topología vigente
3.2.3 Compensación del factor de potencia en instalaciones de clientes
3.2.4 Escenarios de disponibilidad de unidades y combustibles
3.2.5 Previsión de demanda
3.2.6 Despacho tipo para estado normal
3.2.7 Elementos de control disponibles
3.3 Contingencias a analizar
3.4 Efectos de interés
3.5 Alternativas de mitigación de efectos
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4. RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES
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4.1 Zona Mejillones-Capricornio
4.1.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas
4.1.2 Fallas en barras y transformadores de la Zona Mejillones-Capricornio
4.2 Zona Norte
4.2.1 Casos considerando topología año 2015
4.2.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas año 2015
4.2.3 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 2016
4.2.4 Casos considerando topología del año 2016
4.2.5 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas
4.2.6 Fallas en barras y transformadores de la Zona Norte
4.3 Zona Sur-Cordillera
4.4 Casos considerando topología del año 2015
4.4.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas
4.4.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas
4.4.3 Fallas en barras y transformadores de la Zona Sur-Cordillera
4.5 Casos considerando topología del año 2016
4.5.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas
4.5.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas
4.5.3 Fallas en barras y transformadores de la Zona Sur-Cordillera
4.6 Sensibilidad escenario zona sur cordillera con interconexión Sadi
4.6.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas
4.6.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas
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4.6.3 Fallas en barras de la Zona Sur-Cordillera
4.7 Zona Centro
4.7.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas
4.7.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas
4.7.3 Fallas en barras y transformadores de la Zona Centro
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5. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL
59
5.1 Plan de implementación de restricciones y recomendaciones
5.2 Verificación en tiempo real
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59
6. ANEXOS
60
6.1 Anexo 1. Despacho, demanda y líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias
6.1.1 Despacho
6.1.2 Líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias
6.2 Anexo 2: Consideraciones generales de la NT
6.2.1 Contingencias
6.2.2 Efectos de Interés
6.3 Anexo 3. Esquema de aplicación práctica
6.4 Anexo 4: Resultados obtenidos
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1. INTRODUCCIÓN
En este documento se describe el análisis y los resultados asociados al Estudio de Restricciones en el Sistema
de Transmisión (ERST) encomendado en el Título 6-5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio
vigente1 (NT).
El Estudio tiene como objetivo identificar las restricciones en el Sistema de Transmisión con las cuales la
Dirección de Operación (DO) adoptará medidas preventivas para garantizar la Seguridad y Calidad de
Servicio (SyCS) del Sistema Interconectado (SI). Para esto, se analizan diferentes estados de operación, para
un conjunto de contingencias simples probables de ocurrir, que resulten ser las más críticas y que en
particular corresponden a aquellas establecidas en el Capítulo N°5 de la NT.
El desarrollo del ERST se basa en los criterios establecidos en la NT y utiliza la información y experiencia
adquirida por la DO durante la operación del SING, considerando en forma complementaria, los resultados
de otros Estudios elaborados por la DO, en especial aquellos contemplados en el Capítulo N°6 de la NT.
Específicamente, dado el aumento de demanda proyectada para el horizonte de evaluación (2015 y 2016),
los cambios topológicos asociados a la conexión de nuevas instalaciones y la entrada en servicio de una gran
cantidad de unidades de generación del tipo ERNC en la Zona Norte y Centro del sistema, es necesario
detectar los efectos sistémicos asociados a estos cambios Dentro de los cambios topológicos considerados
en el período de evaluación, destacan los de la Zona Sur-Cordillera por la entrada en servicio del sistema de
transmisión del proyecto SITRAMEL, y los de la Zona Norte y Centro, asociados a la ampliación de las SSEE
Lagunas y Encuentro.
De manera adicional a lo ya indicado, se revisan las condiciones de operación del sistema considerando la
Interconexión del SING con el SADI mediante la línea 345 kV Salta-Andes, en un modo de exportación de 200
MW desde el SING al SADI, utilizando para ello una unidad generadora dedicada para ello2.
En conformidad a lo establecido en la NT, este Estudio será actualizado anualmente, o antes si se producen
incorporaciones o modificaciones importantes en las instalaciones del SING, que puedan afectar los
resultados y/o conclusiones incorporadas en el mismo.
1
2
NTSyCS publicada en Junio de 2015 mediante Res. EXTA N° 297/2015.
De acuerdo a lo establecido en Decreto de Exportación N°7/2015 de fecha 19 de Junio de 2015.
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2. RESUMEN EJECUTIVO
En términos generales, el desarrollo del ERST contempla un proceso compuesto por las siguientes etapas:
a) Análisis de contingencias.
b) Detección de efectos.
c) Identificación de restricciones y/o recomendaciones, según corresponda.
En cuanto al tipo de contingencias a analizar y el estado en que ocurren, se considera la ocurrencia de
Contingencias Simples en Estado Normal, para las cuales, en caso de detectar condiciones de operación
fuera de los estándares de SyCS o proclives a una desconexión incontrolada de instalaciones, se identifican
las restricciones y/o establecen recomendaciones que deberán ser incorporadas a nivel de la programación
de la operación. En la Figura 1 del Anexo 3. Esquema de aplicación práctica, se presenta un diagrama
esquemático que representa el proceso de análisis de contingencias, detección de efectos e identificación de
restricciones y/o recomendaciones, según corresponda.
El ERST considera los escenarios previstos para la operación del SING en el período de evaluación3, tanto en
situaciones de disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión como en los casos más
frecuentes de mantenimiento programado de las instalaciones. Considerando los alcances establecidos en la
NT, se detectan las condiciones de operación resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual
se analiza el comportamiento estático y dinámico del SING en términos de: sobrecargas, estabilidad angular
transitoria, estabilidad angular a perturbación pequeña4, estabilidad de tensión y condiciones de sub o
sobretensión.
Con los resultados obtenidos se identifican restricciones y se establecen recomendaciones, ambas
orientadas al cumplimiento de los estándares de SyCS o a evitar condiciones proclives a un apagón total o
parcial del SING. Estas recomendaciones deberán ser implementadas a nivel de la programación de la
operación y/o de la operación en tiempo real, según corresponda. En términos generales, dichas
restricciones y/o recomendaciones consideran:
a) Control de la generación.
b) Aplicación de Desconexión Manual de Carga DMC) para evitar subtensión o sobrecarga.
c) Reemplazo de determinados TT/CC.
d) Evaluar la implementación de protecciones por sobrecarga en ciertas instalaciones.
e) Implementar o modificar Esquemas de Desconexión Automática de Generación EDAG) por sobrecarga.
f) Implementar Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) por subtensión o sobrecarga.
g) Analizar la definición de una capacidad transitoria y/o una redefinición de la capacidad permanente
informada para determinadas líneas de transmisión.
3
4
El horizonte de evaluación considerado es el comprendido entre Agosto de 2015 y Diciembre de 2016.
Equivalente a la estabilidad caracterizada por el nivel de amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas del SI.
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A efectos de facilitar la lectura y comprensión de los resultados del análisis desarrollado, éstos fueron
consolidados en planillas de cálculo que permiten una búsqueda simple de los escenarios y contingencias de
interés, con sus respectivas conclusiones en términos de los efectos de las distintas contingencias analizadas
y las restricciones o recomendaciones propuestas.
Finalmente, el presente ERST incorpora un Plan de Implementación de Restricciones y Recomendaciones
que considera las siguientes etapas:
a) Análisis de resultados y observaciones por parte de los Coordinados.
b) Revisión conjunta DO-Coordinados, de las restricciones y recomendaciones propuestas y alcances
asociados a su implementación.
c) Análisis de detalle para efectos de implementación.
d) Aplicación o implementación definitiva de las restricciones o recomendaciones, según corresponda.
Las principales conclusiones relativas al análisis desarrollado en este Estudio se presentan a continuación.
Cabe destacar que en los casos con mantenimiento de líneas de transmisión, las medidas indicadas en el
presente estudio deben ser revisadas a través de un Estudio de Corto Plazo, el cual considere un análisis de
las condiciones particulares sobre las cuales se espere realizar el trabajo de mantenimiento, considerando
las demandas del momento y generación disponible, además de otros mantenimientos que se pudieran
estar realizando de manera simultánea.
1. Zona Mejillones-Capricornio
a) Se mantiene vigente la Política de Operación de la Zona5, que establece la operación del sistema con
la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta abierta en S/E Antofagasta. Si bien esta configuración
permite evitar problemas de sobrecarga en la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, se observa
que los flujos de potencia por el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV, se encuentran cada
vez más al límite de su capacidad (88 MVA).
b) Considerando la Política de Operación Vigente, y dada las demandas previstas en el horizonte de
evaluación, se observa lo siguiente:
 En estado Normal el flujo por el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV alcanzaría valores
cercanos al de su capacidad nominal. En esta condición, podrían existir condiciones de
operación donde sería necesario el despacho de las unidades disponibles de la Central Diesel
Inacal, fuera de orden económico, y/o la aplicación de una DMC.
 No es posible operar con la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta cerrada en el extremo
Antofagasta, lo que impide el cierre del anillo de Mejillones-Capricornio-Antofagasta. De operar
cerrada la Línea en cuestión, se presenta una condición operacional donde ante ciertas
contingencias se presenta una sobrecarga de los Transformadores Capricornio 220/110/13.8
kV, Mejillones 220/110/13.8 kV y de la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta, y tensiones fuera
del rango establecido en la NT en SS/EE 220 kV Mejillones y 110 kV Antofagasta, Alto Norte y
Michilla. Lo anterior ocurre independiente del monto de generación de la Central PAM, que
inyecta su generación en la Barra Mejillones 110 kV.
5
Informada en Abril del año 2010, mediante carta CDEC-SING B-0408/2010
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c) Dado que los flujos por la zona, considerando lo estipulado en la Política de Operación, se
encuentran cercanos a la capacidad de los elementos de ésta, se deben analizar otras condiciones de
operación de la zona, de modo de verificar la capacidad de suministro de la zona y contar con
alternativas en el corto plazo. Para ello se analizan varias alternativas, dentro de las cuales se
encuentran:
 Restablecer la operación en paralelo de los transformadores Capricornio 220/110/13.8 kV y
Mejillones 220/110/13.8 kV, para lo cual se debe analizar el aumento de la capacidad de
transformación o la implementación de un EDAC por sobrecarga y la habilitación de
protecciones por sobrecarga en dichas instalaciones. Adicionalmente, se tendría que realizar
cambio de los TTCC de las líneas kV 110 Antofagasta-Alto Norte y Capricornio-Antofagasta, esto
para evitar que ante la ocurrencia de ciertas contingencias, se presentan sobrecargas en las
líneas mencionadas, las que actualmente se encuentran limitadas por TTCC. Al respecto, el
Coordinado E-CL, el año 20136 informó acerca de proyectos que pretendían reforzar la zona,
mediante la instalación de transformadores en paralelo en las SSEE Capricornio y Mejillones. Sin
embargo, ha pospuesto de manera reiterativa dichas ampliaciones, sin tener a la fecha certeza
respecto a si serán o no ejecutadas.
 Mantener la operación radial en la zona, aumentando la capacidad del Transformador
Capricornio 220/110/13.8 kV. En relación a este punto, el Coordinado E-CL7 ha informado un
proyecto consistente en su primera etapa en la instalación de un nuevo Transformador, gemelo
al actual, en paralelo con el existente y en una segunda etapa la construcción de la barra de 220
kV de S/E Capricornio. La fecha en que dicho proyecto se llevaría a cabo no se encuentra
definida8, indicando E-CL que el proyecto se encuentra postergado y que será reevaluado
durante el año 2015. Sin embargo, dada la estimación de demanda para el año 2015 y 2016, es
necesario revisar los plazos asociados a la conexión de dicho transformador.
 Alternativas de desarrollo de largo plazo abordadas en el Estudio “Abastecimiento Seguro de
Ciudades del SING”.9
d) Si bien en el año 2016, la puesta en servicio del interruptor seccionador de la S/E Antofagasta y de la
central Uribe Solar (que se conectaría en la barra de 110 kV de la S/E Uribe y podría inyectar hacia
Esmeralda o Antofagasta) ayudarían a descongestionar el flujo por el Transformador Capricornio
220/110/13.8 kV, esto no soluciona el problema estructural de la zona. Dado lo anterior, a pesar de
estos proyectos, no se prevé que la Política de Operación de la Zona sufra modificaciones.
e) Se observa que la carga del Transformador Desalant 110/6.6 kV, la cual se encuentra en torno a los
14 MVA, está en el límite de la capacidad nominal de este equipo, 14 MVA. Por lo tanto, se
recomienda que, en caso que este Cliente aumente su demanda, revise la factibilidad de aumentar
la capacidad de transformación, en conjunto con las restricciones de transmisión de la zona.
f) La demanda proyectada alimentada desde el Transformador Tap Off La Negra 110/23 kV es cercana
a los 23 MVA, superior a la capacidad nominal de este equipo (20 MVA). Dado esto, se observa que
el consumo suministrado desde esta instalación no podría seguir aumentando sin la realización de
6
Carta de E-CL GTR 2013 0174.
Carta de E-CL GTR-2013-0174.
8
Carta de E-CL N°088/2014.
9
El estudio “Abastecimiento Seguro de Ciudades del SING”, fue desarrollado por el Departamento de Planificación y se encuentra
publicado en el sitio web del CDEC-SING en la siguiente ruta: Inicio->Informes y Estudios->Informes de Planificación->Revisión Anual
Troncal->Periodo Tarifario 2011-2014.
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un cambio del equipo o el aumento de capacidad de existente, en conjunto con las restricciones de
transmisión de la zona.
g) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de la
zona (fallas de Severidad 8), las principales consecuencias consisten en la pérdida de consumos
alimentados desde ellos, debido a la desconexión de los transformadores de Mejillones
220/115/13.8 kV y Capricornio 220/110/13.8 kV que alimentan en forma radial a las cargas aguas
abajo.
h) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de una sección de barra10 de las subestaciones
de la zona (fallas de Severidad 9), la desconexión de la Barra Mejillones 220 kV, provoca la
desconexión de las Líneas 220 kV Chacaya-Mejillones y 220 kV Mejillones-O’Higgins, lo cual impacta
en las tensiones de las barras de la Zona de Zaldívar-Escondida, quedando las tensiones post
contingencias en el rango del Estado de Emergencia, en el caso de estar la Central Atacama
despachada. En el caso de que la Central Atacama no se encuentre despacha (caso que solo se
puede dar si la demanda del sistema es baja), las tensiones post contingencias quedan fuera del
rango del Estado de Emergencia. En el año 2016, con el seccionamiento de la Línea 220 kV AtacamaDomeyko en la S/E O’Higgins, el seccionamiento de la Línea 220 kV Angamos-Laberinto en la S/E
Kapatur y la conexión de la Línea 220 kV Kapatur-O’Higgins, la desconexión de la Barra Mejillones
220 kV no provoca efectos sistémicos relevantes en el sistema, más allá de la pérdida de los
consumos alimentados desde la S/E Mejillones, independiente de si la Central Atacama se encuentra
despachada o no.
2. Zona Norte
En la Zona Norte del SING, se espera la conexión de una gran cantidad de proyectos de generación de
ERNC, siendo para el 2015 36 MW y para el 2016 370 MW. Dado lo anterior, se presentan restricciones
de operación distintas en el sistema, las cuales se resumen a continuación.
2.1. Escenario Año 2015: Generación ERNC en la zona en torno a 80 MW.
a) En la actualidad, se encuentra vigente la Política de Operación “Programación y operación de las
transferencias de potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte, con restricciones de seguridad”11,
la cual recoge y resume las acciones que debe llevar a cabo el CDC, considerando las condiciones
actuales de operación del SING en lo que respecta a las restricciones de transmisión, y las exigencias
de la NT vigente.
b) En los próximos meses, se espera un aumento de la capacidad de las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas
N°1, 220 kV Crucero-María Elena y 220 kV María Elena-Lagunas, debido al cambio de TTCC en los
extremos Lagunas, Crucero y María Elena. Con esto, la capacidad de transmisión actual de cada una
de las Líneas mencionadas estará limitada por la capacidad de su conductor.
c) Con respecto al punto anterior, se han revisado las capacidades de transferencia indicadas en la
Política de Operación vigente, estimando que las restricciones de transmisión asociadas a las líneas
mencionadas, se mantendrán, quedando limitadas por la capacidad de la Línea 220 kV EncuentroCollahuasi N°1, debido a que en el horizonte de evaluación considerado en el presente Estudio, no
existen proyectos asociados al aumento de capacidad de este circuito.
10
En la Zona sólo se consideran las fallas en las Barras de nivel de tensión 220 kV.
Según documento D-SDO-01-V06 “Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona
Norte con Restricciones de Seguridad”.
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d) En el caso de disponibilidad total de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte (sin
mantenimientos), se debe considerar lo estipulado en la Política de Operación de la Zona12. Esto es,
controlar la transferencia por las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1 y Línea 220 kV María ElenaLagunas y las Líneas 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 y N°2, de manera de evitar sobrecargas en
ellas. El nivel de transferencia máximo varía dependiendo de las condiciones de demanda de la Zona
Norte, temperatura ambiente, despacho de las centrales ERNC y del despacho de la unidad CTTAR.
e) En caso que el límite máximo de transferencia de potencia se vea superado, a fin de restablecer los
niveles de transferencia máximo permitidos, como primera acción de control, es necesario
despachar las unidades disponibles en la Zona Norte. Adicionalmente, si lo anterior no fuera
suficiente para alcanzar los límites establecidos, se debe aplicar DMC para controlar las
transferencias entre la Zona Centro y la Zona Norte. Para el caso de operación de la zona en
presencia de mantenimientos de alguna de las líneas que abastecen la Zona Norte, se recomienda
que estas se realicen estando la unidad CTTAR en servicio y/o coincidentes con el despacho de las
centrales ERNC de la zona, ya que de otra forma significaría aplicar una DMC en condiciones de alta
temperatura.
f)
En el caso de realizar un mantenimiento en las líneas de interés13, estando la unidad CTTAR
indisponible y con bajo o nulo aporte de las centrales ERNC de la zona, ante la ocurrencia de una
contingencia en alguna de las líneas que permanecen en servicio, se detectan sobrecargas en las
líneas que continúan en servicio. Dado lo anterior, se concluye que los mantenimientos de las líneas
mencionadas deben realizarse con la Unidad CTTAR en servicio, o coincidentes con el despacho de
las centrales ERNC, o con una baja de demanda en los consumos de la Zona, lo que deberá ser
analizado en un Estudio de Corto Plazo (ECP).
g) Durante el mantenimiento de alguna de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte, se
debe controlar el flujo por las líneas que se encuentren en servicio, a un valor que dependerá de la
temperatura ambiente que se presente y del despacho de las centrales ERNC. Se estima que para
una temperatura ambiente de 35°C, y considerando la unidad CTTAR en servicio, el flujo estaría
limitado a un valor en torno a los 330 MW.
h) En lo que respecta a las capacidades máximas permanentes en función de la temperatura, para
todas las líneas que abastecen la Zona Norte, se observa que en la actualidad, para altas
temperaturas, la limitación en las transferencias de potencia está fijada por la capacidad reducida de
la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1.
i)
La incorporación de nuevas centrales de generación ERNC en la Zona Norte durante el año 2015, las
cuales en conjunto representan una generación de aproximadamente 80 MW, lo cual alivia las
transferencias hacia dicha Zona en las horas de mayor temperatura ambiente. Con ello, además se
mejoran las bajas tensiones que se presentaban ante contingencias en el estudio del año anterior y
se estima una disminución en la cantidad de consumos que se pudieran llegar a desconectar ante la
eventual aplicación de una DMC en la zona.
j)
En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de los transformadores de la zona (fallas de
Severidad 8), no se tienen efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la
12
Según documento D-SDO-01-V06 “Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona
Norte con Restricciones de Seguridad”.
13
Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV María Elena-Lagunas, Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi Cto. N°1 y Línea 220 kV
Encuentro-Collahuasi Cto. N°2.
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desconexión de los consumos abastecidos desde las Subestaciones Cóndores, Parinacota, Iquique,
Arica y Pozo Almonte, según sea la contingencia que ocurra.
k) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas en una sección de barra de las subestaciones
de la zona (fallas de Severidad 9), la falla más crítica se encuentra en la desconexión de la Barra
Tarapacá 220 kV, lo que provocaría la pérdida de los consumos abastecidos desde las Subestaciones
Cóndores y Parinacota, además de la pérdida de generación de la unidad CTTAR. En lo que respecta
a la falla en la sección N°1 de Barra de Lagunas 220 kV, el efecto es la desconexión de los consumos
abastecidos desde esta sección de barra, además de la desconexión de generación ERNC conectada
al norte de S/E Pozo Almonte, sin efectos sistémicos relevantes. Respecto de la falla en la Barra Pozo
Almonte 220 kV, la principal consecuencia es la desconexión de los consumos abastecidos desde las
SS/EE Pozo Almonte, Iquique y Arica y además de la desconexión de las unidades ERNC que inyectan
su energía en S/E Pozo Almonte, sin efectos relevantes para el sistema. Las tensiones de la zona se
pueden controlar mediante los elementos de compensación reactiva presentes, esto es, los
condensadores y reactores de las SS/EE Cóndores, Lagunas y/o Parinacota.
2.2. Escenario Año 2016: Generación ERNC en la zona en torno a 450 MW.
Para el año 2016, la principal diferencia respecto del año 2015 es el monto de generación ERNC que estará
presente en la Zona, del orden de 450 MW, lo cual modificará significativamente las transferencias desde la
Zona Centro a la Zona Norte mientras dichas unidades se encuentren aportando su generación al sistema. Al
respecto, además de las consideraciones señaladas para el año 2015, se deben tomar las siguientes
medidas:
a)
En el caso de disponibilidad total de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte (sin
mantenimientos), para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR
despachada y ante la contingencia en uno de los circuitos de las Líneas 220 kV Lagunas-Collahuasi, se
puede producir la sobrecarga del circuito que queda en servicio. Por ello, es necesario controlar la
transferencia por la Línea indicada, restringiendo la generación de la Zona Norte ante un escenario de
máxima generación de ERNC en la zona, o alternativamente, implementando un EDAG por
Contingencia Específica.
b)
Durante el mantenimiento de alguna de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte, se
debe controlar el flujo por las líneas que se encuentren en servicio a un valor que dependerá de la
temperatura ambiente que se presente, el despacho de las centrales ERNC de la zona y del despacho
de la unidad CTTAR, de manera de preservar en todo momento el criterio N-1 en las líneas de interés,
lo que deberá ser analizado en un Estudio de Corto Plazo (ECP).
c)
En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de los transformadores de la zona (fallas de
Severidad 8), se mantienen los efectos sistémicos descritos para el año 2015.
d)
En lo que respecta a las desconexiones intempestivas en una sección de barra de las subestaciones de
la zona (fallas de Severidad 9), se mantienen los efectos sistémicos descritos para el año 2015, no
alcanzando a operar el esquema de EDAC por Subfrecuencia. En particular, ante una falla en Barra N°1
Lagunas 220 kV se producen efectos similares a los del año 2015, además de la desconexión la
generación ERNC que se conecta en la Barra N°1 de S/E Lagunas, lo cual no tiene efectos sistémicos
relevantes.
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3. Zona Sur-Cordillera
3.1. Zona Sur-Cordillera - Escenario año 2015
a) Actualmente, en condiciones normales de operación, sin líneas en mantenimiento, no existen
restricciones en la Evacuación Máxima de las unidades de Central Termoeléctrica Mejillones,
Andina y Hornitos.
b) Para los análisis realizados, dada la previsión de aumento de demanda sistémica y en particular de
la Zona de Minera Escondida-Zaldívar, se estima que se encuentre en servicio un ciclo completo de
la Central Gasatacama. En este escenario, se observa que en condiciones de operación de Estado
Normal, en la zona Escondida-Zaldívar se presentan tensiones cercanas al límite inferior
establecido en NT, en torno a 0.93 pu, en el caso de no estar en servicio el equipo SVC de 120
MVAr de S/E Domeyko.
c) En esta zona, se ha hecho cada vez más crítica la desconexión intempestiva de la Línea 220 kV
Chacaya-Mejillones. Se verifica que para el escenario de despacho considerando un ciclo completo
de la Central Gasatacama, en la zona Escondida-Zaldívar y Mejillones, se obtienen tensiones en el
límite del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia (en torno a 0.91 pu)
considerando además que el equipo SVC de S/E Domeyko se encuentra en servicio. Esto se hace
más crítico en los casos de mantenimiento o desconexiones programadas de líneas en la Zona, o en
los casos donde la Central Atacama no se encuentra despachada.
d) En relación a los problemas de tensión presentes en la Zona Escondida-Zaldívar, actualmente
existe la posibilidad de operar en vacío la Línea 345 kV Central Salta-Andes, siendo éste un recurso
para el control de tensión en dicha zona.
e) Respecto a los Bancos de Compensación Reactiva de SS/EE Lixiviación y OLAP, los que en su
conjunto suman 28.6 MVAR, y al equipo SVC de 120 MVAr de S/E Domeyko, se recomienda que
permanezcan conectados de manera permanente, incluso en el escenario en que las unidades de
Central Atacama se encuentren despachadas.
f) Adicionalmente, es necesario regularizar los factores de potencia de los consumos de la zona
según las exigencias de la NT. Para esto, la DP ha definido los Puntos de Control de acuerdo a lo
indicado en la NT, encontrándose en etapa de revisión y análisis los factores de potencia de la
zona.
g) Adicionalmente, se recomienda analizar las condiciones de operación futuras del SING en el caso
de eventuales retrasos en la puesta en servicio de los proyectos informados a la DO, en cuanto a
los refuerzos del sistema de transmisión SITRAMEL y el equipo SVC de S/E Domeyko, de modo de
verificar la necesidad de implementar un EDAC por Subtensión, en el caso que se concluya que las
condiciones de subtensión permanezcan fuera de los estándares de la NT, debido a los aumento de
demanda de la Zona no acompañados con los refuerzos en el sistema de transmisión necesarios.
De esta manera, sin el equipo SVC de S/E Domeyko para el año 2015, la demanda máxima
estimada que se puede abastecer en la Zona Escondida es en torno a los 450 MW.
h) Para el caso de mantenimiento del equipo SVC de S/E Domeyko, se consideró el despacho de un
ciclo completo de la Central Gasatacama. Ante este escenario, se observa que ante una
contingencia en las Líneas 220 kV Chacaya-Mejillones y Mejillones-O’Higgins, las tensiones de la
Zona de Minera Escondida-Zaldívar, quedan fuera del rango del estado de Emergencia establecido
en la NT. Debido a lo anterior, para este mantenimiento se recomienda, junto con el despacho de
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un ciclo completo de la Central Gasatacama, la conexión en vacio de la Línea de 345 kV Salta-Andes
conectada en S/E Andes. Si lo anterior no es posible, de debe programar este mantenimiento con
baja demanda en la Zona en análisis, limitando el consumo de Minera Escondida a un estimado de
450 MW.
i)
En el caso de mantenimientos de líneas de la zona se debe considerar lo siguiente:
 Para escenarios de operación específicos con alta generación en S/E Chacaya y condiciones de
mantenimiento de líneas de transmisión de la zona Sur-Cordillera que evacuan la energía
generada en S/E Chacaya, se debe restringir la inyección neta en la S/E Chacaya de modo de
evitar la presencia de sobrecargas en el Sistema de Transmisión. Cabe destacar que estas
restricciones de inyección de generación deben ser revisadas y ajustadas de ser necesario,
mediante un ECP que considere las condiciones del sistema en el momento de realizar el
mantenimiento.
 En Estado Normal (sin contingencia), para varios de los mantenimientos de líneas de la zona14,
se observa que en condiciones de despacho de un ciclo completo de la Central Atacama y con el
equipo SVC de S/E Domeyko en servicio, se tienen tensiones en el límite del rango establecido
en la NT para el estado de emergencia. Por lo tanto, dichos mantenimientos deben ser
realizados de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada. En
este caso, además es factible utilizar como recurso para realizar el control de tensión, la
conexión de la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
 Para determinados escenarios de despacho y ante ciertas contingencias se evidencian
oscilaciones electromecánicas con bajo amortiguamiento, principalmente asociados a la Central
Atacama, ante lo cual se deben adoptar medidas operacionales basadas en la limitación de la
generación de la central. Específicamente, el mantenimiento de un circuito de la Línea 220 kV
Atacama-Encuentro requiere limitar la inyección de Central Atacama a valores inferiores a 500
MW brutos.
 Para determinados mantenimientos de líneas de transmisión de la zona Sur-Cordillera, la
apertura intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones fuera del
límite del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia en la Zona, por lo que se
recomienda post-contingencia incrementar la tensión en la Zona mediante regulación en las
unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Angamos y las unidades que inyectan en
Subestación Chacaya. Adicionalmente, es posible conectar la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío
a través de su extremo en S/E Andes. Finalmente, y en caso de ser necesario, complementar las
acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
j)
En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de
la zona (fallas de severidad 8) la desconexión más crítica corresponde a la desconexión del
transformador de Esmeralda 220/115/13.8 kV, que implica la desconexión de los consumos de
clientes regulados abastecidos desde la Subestación Esmeralda (Elecda Antofagasta). En el caso de
la desconexión de transformadores de la zona Zaldívar-Escondida, no se observan efectos
sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos de la
zona, sin impactos relevantes para el sistema. Finalmente, en el caso particular de la desconexión
de uno de los transformadores de las SS/EE El Tesoro o Zaldívar, dada la previsión de demanda en
14
Línea 220 kV Chacaya-Mejillones, Línea 220 kV Mejillones-O'Higgins, Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2 y la Línea 220 kV AtacamaDomeyko N°1 o N°2.
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dichas subestaciones, se podría producir la sobrecarga del transformador no fallado,
desconectándose la totalidad de dichos consumos.
k) En lo que respecta a las desconexiones intempestiva de una sección de barra en las subestaciones
de la zona (fallas de severidad 9), las desconexiones de mayor impacto corresponden a las
Secciones de Barra Chacaya 220 kV, Atacama 220 kV o Angamos 220 kV, las que tienen como
consecuencia la desconexión de las unidades generadoras conectadas a las respectivas secciones
de barra y que dependiendo de los niveles de generación, implica la operación de hasta el sexto
escalón del esquema EDAC (en el caso de desconexión de una sección de la Barra Chacaya 220 kV).
En el caso de la desconexión de alguna sección de Barra de las subestaciones Laberinto u
O’Higgins, se presentan bajas tensiones en la zona de Escondida, las cuales en el peor de los casos
se mantienen dentro de los rangos del estado de Emergencia estipulado en NT. Con respecto a la
desconexión de la sección N°1 de barra de S/E Nueva Zaldívar, esta contingencia, dependiendo de
la demanda del proyecto OGP1 de Minera Escondida, puede significar la sobrecarga de las Líneas
de 220 kV Mejillones-O’Higgins y Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko, estimándose que demandas
sobre 150 MW en OGP1 gatillarían lo indicado.
3.2. Zona Sur-Cordillera - Escenario Año 2016
a) En condiciones normales de operación, sin líneas en mantenimiento, se observa que:
 Se debe limitar la generación de las unidades de Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y
Hornitos, ya que ante la ocurrencia de fallas en las líneas 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2,
Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, o Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, la
Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins presentaría sobrecargas. Esta limitación es independiente de
la generación de las unidades de las Centrales Kelar o Atacama.
 Lo anterior se debe principalmente al cambio topológico en el sistema de transmisión
introducido por el proyecto SITRAMEL, que reduce la impedancia equivalente del corredor de
transmisión que va desde Chacaya hasta Domeyko, pero mantiene la capacidad térmica de las
líneas que lo componen.
 Con el SVC de S/E Domeyko en servicio, no se producen problemas de tensiones en la zona,
incluso después de la falla de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones y en ausencia de generación de
las unidades de las Centrales Kelar y Atacama.
b) En el caso de mantenimientos de líneas de la zona se debe considerar lo siguiente:
 En el caso del mantenimiento del SVC Domeyko, y después de una contingencia de la Línea 220
kV O’Higgins-Domeyko, las tensiones quedan en torno a 0.92 pu en la Zona de EscondidaZaldívar. Se recomienda realizar el mantenimiento con algunas de las unidades de la Central
Atacama o Kelar en servicio, con la Línea de 345 kV Salta-Andes conectada en vacío en la S/E
Andes o coincidente con baja demanda en la Zona.
 Para escenarios de operación específicos, en particular con máximo despacho de las unidades
de S/E Chacaya y en condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión que evacuan la
generación desde la S/E Chacaya (Líneas 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Línea 220 kV
Chacaya-Mantos Blancos o Línea 220 kV Chacaya-Crucero), se debe restringir la inyección neta
en la S/E Chacaya. Cabe destacar que estas restricciones de inyección neta de potencia deben
ser revisadas y ajustadas de ser necesario, mediante un ECP que considere las condiciones del
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sistema en el momento de realizar el mantenimiento, pero se estiman del orden de entre 600
MW y 700 MW netos.
 Una solución operativa que permitiría a las centrales que inyectan en la S/E Chacaya operar sin
restricciones, sería la adecuación del EDAG por contingencia específica (EDAGxCE) existente en
la S/E Chacaya y que hoy en día se encuentra deshabilitado.
c) Considerando el sistema de transmisión de Central Kelar, ante mantenimiento de uno de los
circuitos de la Línea 220 kV Kelar-Kapatur, la inyección conjunta de las unidades de la Central Kelar
no deberá superar el valor que se obtenga de aplicar la Política de Operación “Despacho Máximo
en el SING”, esto dado que ante una contingencia en el circuito que se mantiene en servicio, se
producirá la desconexión del total de las unidades de la Central Kelar.
d) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de
la zona (fallas de severidad 8) la desconexión más crítica corresponde a la desconexión del
transformador de Esmeralda 220/115/13.8 kV, que implica la desconexión de los consumos de
clientes regulados abastecidos desde la Subestación Esmeralda (Elecda Antofagasta). En el caso de
la desconexión de transformadores de la zona Zaldívar-Escondida, no se observan efectos
sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos de la
zona, sin impactos relevantes para el sistema. Finalmente, en el caso particular de la desconexión
de uno de los transformadores de S/E El Tesoro o Zaldívar, dada la previsión de demanda para esas
subestaciones, se podría producir la sobrecarga del transformador no fallado, desconectándose la
totalidad de la S/E.
e) En lo que respecta a las desconexiones intempestiva de una sección de barra en las subestaciones
de la zona (fallas de severidad 9), las desconexiones de mayor impacto corresponden a las
Secciones de Barra Chacaya 220 kV, Atacama 220 kV o Angamos 220 kV, las que tienen como
consecuencia la desconexión de las unidades generadoras conectadas a las respectivas secciones
de barra y que dependiendo de los niveles de generación, implica la operación de hasta el sexto
escalón del esquema EDAC (en el caso de desconexión de una sección de la Barra Chacaya 220 kV).
Dada la incorporación del sistema de transmisión de SITRAMEL, la contingencia en la sección N°1
de S/E Nueva Zaldívar no produce efectos relevantes en el sistema.
3.3. Zona Sur-Cordillera 2016 con Interconexión al SADI
a) En el caso de que la exportación de generación hacia el SADI se realice con la unidad CTM3
dedicada, generado en torno a 200 MW, se observa lo siguiente:
 En estado normal, el flujo por la Línea 220kV Mejillones-O’Higgins llega a valores cercanos a su
capacidad térmica.
 Ante la ocurrencia de fallas en las líneas 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Línea 220 kV
Chacaya-Mantos Blancos, o Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, la Línea 220 kV
Mejillones-O’Higgins presentaría sobrecargas en hasta un 20%. Para aliviar dicha sobrecarga se
debe disminuir la generación de la unidad CTM3 y por lo tanto limitar el nivel de exportación.
 En el caso de algunos mantenimientos de líneas de la zona, y después de ciertas contingencias,
las sobrecargas de la Línea 220kV Mejillones-O’Higgins aumentan y además se producen
sobrecargas en la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones y en algunos tramos del corredor entre
O’Higgins y Domeyko. Esto se debe principalmente al cambio topológico en el sistema de
transmisión introducido por el proyecto SITRAMEL, que reduce la impedancia equivalente del
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corredor de transmisión que va desde Chacaya hasta Domeyko, pero mantiene la capacidad
térmica de las líneas que lo componen.
 Una solución operativa que permitiría a las centrales que inyectan en la S/E Chacaya operar sin
restricciones, sería la adecuación del EDAG por contingencia específica (EDAGxCE) existente en
la S/E Chacaya y que hoy en día se encuentra deshabilitado.
 Si el SVC Domeyko se encuentra en servicio, no se observan problemas de tensión en la Zona
Escondida-Zaldívar.
b) En el caso de que la exportación de generación hacia el SADI se realice con la Central Kelar
dedicada generando en torno a 200 MW, no se detectan problemas de sobrecarga en el sistema de
transmisión del SING.
c)
En el caso de que la exportación de generación hacia el SADI se realice con la central Gasatacama
dedicada generando en torno a 200 MW, si no existen mantenimiento en la zona, no se presentan
sobrecargas en las líneas de transmisión. En el caso de algunos mantenimientos de algunas líneas
de la Zona, se detectan problemas de sobrecarga en la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko, por lo
que en este caso, se debería limitar la inyección neta en la S/E Atacama y por ende la exportación
hacia el SADI.
d)
En todos los casos de exportación de generación, se observa que la amortiguación ante
contingencias simples en el SING se encuentra bajo lo exigido por la NT, verificándose un modo de
oscilación de potencia en torno a los 0.3 Hz en la Línea 345 kV Salta-Andes de interconexión.
Alternativas de solución a esto podrían ser abordadas mediante un Estudio de Sintonización de PSS
(estabilizadores de potencia) que la DO contempla desarrollar a comienzos del 2016.
e)
La falla del enlace de interconexión con el SADI, se estudió para dos escenarios de transferencias:
uno de importación de 170 MW desde el SADI, y otro de exportación de 200 MW hacia el SADI con
la unidad CTM3 dedicada. Así, se observa lo siguiente:
 Para el caso de importación desde el SADI, la falla produce una baja de frecuencia que hace
operar hasta el segundo escalón de EDAC.
 Para el caso de exportación hacia el SADI con la unidad CTM3, la falla hace que la frecuencia
llegue a los 50.9 Hz, sin producir desconexiones de ningún tipo.
 En ambos casos, el hecho de que la unidad U16 se encuentre en servicio es primordial para
absorber las fluctuaciones de potencia activa producidas por la pérdida del enlace de
interconexión.
f)
En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de una sección de barra en las subestaciones
de la zona (fallas de severidad 9), se estudió la desconexión de la sección N°1 de S/E Chacaya lo
que implica la desconexión de generación de las unidades CTA, CTM1 y CTM2.
 Para el caso de importación desde el SADI, la falla produce importantes oscilaciones de potencia
en la transferencia de la Línea 345 kV Salta-Andes, las que pueden llegar a un máximo de 500
MW, lo que podría implicar la desconexión de la Línea de acuerdo a los ajustes de sus
protecciones. Finalmente es el sistema SADI quien aporta la energía faltante en el SING,
estabilizándose la transferencia por la Línea 345 kV Salta-Andes en torno a 400 MW.
 Para el caso de exportación hacia el SADI, la falla produce importantes oscilaciones de potencia
en la transferencia de la Línea 345 kV Salta-Andes, las que pueden llegar a un máximo de 500
MW, lo que podría implicar la desconexión de la Línea de acuerdo a los ajustes de sus
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protecciones. Finalmente es el SADI es quien aporta la energía faltante, invirtiéndose el flujo de
la Línea 345 kV Salta-Andes.
4. Zona Centro
a) Por condiciones de seguridad, es necesario limitar la Inyección de Generación de Central Tocopilla,
considerando para ello el EDAG por sobrecarga implementado en la S/E Central Tocopilla15. Según lo
establecido en la Política de Operación vigente, en el caso normal de operación de la zona, se debe
limitar la transferencia por las Líneas 220 kV Central Tocopilla-Crucero N°1 y N°2 (Líneas 6A y 7A)
para evitar una sobrecarga en caso de una contingencia en uno de los circuitos. Considerando
operativo el EDAG de la zona, se debe limitar la transferencia a 245 MW por circuito, y en el caso
que el EDAG no esté operativo, se debe limitar la transferencia a 210 MW por circuito.
b) Adicionalmente, se debe limitar la transferencia de potencia por las Líneas 110 kV Central TocopillaA N°1 y N°2, 110 kV Central Tocopilla-Central Diesel Tamaya N°3 y N°4, 110 kV Central Diesel
Tamaya-Salar y 110 kV Central Diesel Tamaya-S/E A a 65 MW por línea16, esto con el fin de evitar
que las protecciones de distancia 21/21N de las líneas 110 kV operen de manera indeseada frente a
fallas externas17.
c) Considerando el escenario topológico previo a la entrada en operación de la Central Cochrane18
(Año 2015), considerando que la unidad CTTAR y los ciclos de GasAtacama se encuentran fuera de
servicio, no se detectan sobrecargas en el sistema de transmisión, esto debido a la ampliación de la
Línea 220 kV Crucero-Encuentro y la conexión de la Línea de 3 puntas Angamos-LaberintoEncuentro. Considerando el escenario del año 2016 y la unidad CTTAR fuera de servicio, no se
verifican problemas de sobrecarga en el circuito adyacente, esto debido a la incorporación de
Central Cochrane y la ampliación de la Línea Crucero-Encuentro. Dado lo anterior, se verifica que la
Política de Operación de la Zona Centro vigente19 debe ser actualizada considerando los cambios
topológicos y la entrada de nuevas unidades en el horizonte de evaluación del Estudio, lo que será
realizado posterior a la publicación del presente Estudio.
d) Considerando el escenario topológico previo a la entrada en operación de la Central Cochrane20
(Año 2015), se detecta que ante indisponibilidad o ausencia de despacho en Central Atacama,
existen ciertos escenarios en los que ante una contingencia en la Línea 220 kV de 3 puntas
Angamos-Laberinto-Encuentro, y estando en mantenimiento alguno de los circuitos de la Línea 220
kV Encuentro-Crucero, se podrían producir sobrecargas en el circuito que se mantiene en servicio,
aun considerando la ampliación de esta línea.
e) Los principales cambios topológicos previstos para el horizonte de evaluación que subsanan la
problemática existente en la Zona Centro corresponden a:
15
El EDAG por sobrecarga en Central Termoeléctrica Tocopilla fue implementado el año 2008, de acuerdo a lo indicado en Cartas
CDEC-SING B-1421/2008 y CDEC-SING B-1715/2008.
16
Establecido en Carta CDEC-SING B-1421/2008.
17
Falla en líneas de transmisión adyacentes a las de interés, asociadas a los consumos Chuquicamata y Calama.
18
Marzo de 2016, según Tabla N°3 Detalle de Proyectos de Generación.
19
Según documento D-SDO-04-V02 “Política de Operación: Restricciones de Seguridad en la Zona Centro”.
20
Marzo de 2016, según Tabla N°3 Detalle de Proyectos de Generación.
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
Las obras de ampliación de S/E Encuentro, de acuerdo a lo establecido en el Plan de Expansión
del Sistema de Transmisión Troncal, período 2012-201321. De acuerdo a lo informado por el
Coordinado Transelec S.A., dichos trabajos finalizarán en septiembre de 2015.

La entrada en operación de la Central Cochrane y su sistema de transmisión asociado, para
Marzo de 2016, de acuerdo a lo indicado en Título ¡Error! No se encuentra el origen de la
referencia. ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..
f) Sin perjuicio de lo indicado anteriormente para la Zona Centro, se detecta que ante ciertos
escenarios de operación, y debido a la cantidad de nuevos proyectos que se conectan en la S/E
Encuentro, dicha barra podría presentar problemas de sobrecarga en ciertos tramos dada su
capacidad22. Un análisis detallado de esta problemática será realizado posterior a la publicación de
este Estudio, lo cual podría significar una nueva Política de Operación específica para dicha barra.
g) Para el caso de mantenimiento de alguna de las líneas de 220 kV de la Zona que abastecen los
consumos de Chuquicamata y Calama y en el caso de ocurrir una contingencia simple en alguna las
líneas de 220 kV la Zona, los problemas principales detectados consisten en tensiones en las barras
de SS/EE Chuquicamata y Salar fuera de los rangos establecidos para el estado de emergencia en la
NT, en torno a los 0.8 pu, lo cual puede ocasionar un desprendimiento masivo de cargas en los
consumos de Chuquicamata y Calama, lo que sería controlado por el EDAG por sobrefrecuencia
vigente, evitando así la condición de apagón total que fuera detectada en ausencia de dicho control.
Adicionalmente, se podrían producir sobrecargas en el sistema de 110 kV que abastece esa zona y
las unidades de la Central Tocopilla conectadas al sistema de 110 kV podrían ver sobrepasada su
capacidad de aporte de potencia reactiva. Dado lo anterior, se recomienda que los mantenimientos
de estas líneas sean realizados en condiciones de baja demanda de los consumos afectados y
definidas las condiciones de operación especificas de su realización en el respectivo ECP.
 Para el caso de mantenimiento de alguna de las Líneas de 220 kV Central Tocopilla-Crucero 6A o
7A, se pueden producir problemas de estabilidad frente a la apertura del otro circuito de esta
línea, situación que es dependiente del despacho de unidades en la Central Termoeléctrica
Tocopilla. Para subsanar esta situación se debe analizar la alternativa de:
 Restringir la generación en la barra de 220 kV de Central Termoeléctrica Tocopilla con el fin de
que no se sobrecarguen los ATR 220/110/13.8 kV y los Booster 110/110 kV ante falla en el
circuito de la Línea 220 kV Tocopilla-Crucero que se encuentre en servicio. En caso que el EDAG
de Tocopilla se encuentre deshabilitado se debe restringir la generación total a un valor en
torno a los 200 MVA. En caso que el EDAG de Tocopilla se encuentra habilitado, al valor de
restricción anterior se suma la generación disponible para ser desconectada en el EDAG (valor
de despacho de unidad U14 o U15).
 Operar con los ATR's de interconexión entre las barras 220 kV y 110 kV de la Central abiertos en
el lado de 220 kV, controlando que el flujo por el circuito en servicio de la Línea 220 kV Central
Tocopilla-Crucero no sea mayor a 330 MW.
Las medidas anteriores corresponden a criterios generales de aplicación, sin embargo debe ser
analizado a través de un ECP considerando los despachos específicos al momento de realizar la
desconexión.
21
Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2012-2013 aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°310 de
2013.
22
De acuerdo a la información disponible en la página WEB del CDEC-SING, la capacidad de la Barra de S/E Encuentro corresponde a
428 MVA.
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h) Dado el alto nivel de generación ERNC en S/E Calama, 160 MW durante el año 2015 y 220 MW
durante el año 2016, debido a las centrales ya existentes (Central Eólica Valle de los Vientos y PFV
JAMA) y a los proyectos fotovoltaicos de RIJN Capital, detallados en la sección 3.2.2 del presente
Informe, en el caso de una contingencia en la Línea 220 kV Salar-Calama, se produce la desconexión
de este polo de generación y los consumos regulados que se conectan a S/E Calama.
Adicionalmente, dependiendo del nivel de generación de las Centrales mencionadas anteriormente,
se podría producir la operación del EDAC por subfrecuencia.
i)
En S/E Rande se conectarán los proyectos fotovoltaicos Finis Terrae y Blue Sky, con un monto total
de 245 MW, los que inyectarán su generación a S/E Encuentro mediante la Línea de un circuito 220
kV Rande-Encuentro. En este caso, una contingencia en la Barra de 220 kV de S/E Rande o en la
Línea 220 kV Rande-Encuentro, provocaría la pérdida de este polo de generación, el que
dependiendo del despacho de las Centrales mencionadas, podría producir la operación del esquema
EDAC por subfrecuencia.
j)
Considerando el sistema de transmisión de Central Cochrane, ante mantenimiento de uno de los
circuitos de la Línea 220 kV Cochrane-Encuentro, la inyección conjunta de ambas unidades no
deberá superar el valor que se obtenga de aplicar la Política de Operación “Despacho Máximo en el
SING”, esto dado que ante una contingencia en el circuito que se mantiene en servicio se producirá
la salida de ambas unidades.
k) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de la
zona (fallas de severidad 8), no se tienen efectos sistémicos relevantes, afectando solamente a
consumos radiales o a alguna de las unidades que se conectan directamente a éstos.
l)
En lo que respecta a las desconexiones de una sección de barra de las subestaciones de la zona
(fallas de severidad 9), se observa que las principales son las siguiente:
 Desconexión de una sección de barra de la S/E Central Tocopilla tiene como consecuencia la
desconexión de las unidades generadoras conectadas a las respectivas secciones de barra, lo
que dependiendo de los niveles de generación de estas, implicaría la operación de hasta el
tercer escalón del esquema EDAC por subfrecuencia.
 Desconexión de una sección de barra de S/E Crucero implican la desconexión de los consumos
conectados a las respectivas secciones de barra y eventualmente la desconexión de la unidad
U14 o U15, por operación del EDAG por contingencia específica. Las desconexiones de las
secciones de barra N°1 y N°2, no implican efectos sistémicos relevantes, salvo la desconexión de
120 MW y 160 MW de consumos, respectivamente.
 Las desconexiones de Barras de las SS/EE Calama 220 kV, Rande 220 kV o alguna de las
secciones de Cochrane 220 kV, implican la salida de servicio de la Generación conectada a dicha
sección de Barra, las que dependiendo de su nivel de despacho, pueden provocar la operación
de hasta el tercer escalón del esquema EDAC por subfrecuencia.
 Finalmente para el caso de desconexión de una sección de la Barra de S/E Encuentro, se tiene
que para una contingencia en la sección de N°1 de barra, se produce la pérdida de consumos y
de la generación proveniente de S/E Rande, mientras que para una contingencia en la sección
N°2 de barra, sólo se produce la pérdida de los consumos abastecidos desde dicha sección de
barra. Las desconexiones de las secciones de barra N°1 y N°2, no implican efectos sistémicos
relevantes, salvo la desconexión de 180 MW y 30 MW de consumos, respectivamente.
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5. Zona Tesoro-Esperanza-El Cobre
a) Debido a las sobrecargas que se presentaban en la Línea 220 kV Encuentro-Crucero antes de sus
trabajos de ampliación, la DO instruyó desde Febrero de 201423, que la Línea 220 kV Encuentro-El
Tesoro operaría normalmente abierta y la Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza normalmente cerrada.
Por lo tanto, los consumos de El Tesoro y Esperanza se alimentan radialmente a través de las Líneas
220 kV El Tesoro-Esperanza y 220 kV El Cobre-Esperanza.
b) Debido a la previsión de aumento de demanda de las Mineras El Tesoro y Esperanza, para fines del
año 2015 y especialmente para el año 2016, en caso de mantenerse el suministro de las Mineras El
Tesoro y Esperanza desde S/E El Cobre, se verifica que una contingencia simple en uno de los
circuitos de la Línea 220 kV El Cobre-Esperanza, produciría una ligera sobrecarga (en torno a un 3%
para el año 2016) en el circuito que permanezca en servicio, además de tensiones en las barras de
220 kV de las SSEE El Tesoro y Esperanza en torno a 0.94 pu para el año 2015 y 0.93 pu para el año
2016.
c) En lo que respecta a contingencias en una sección de barra de la S/E El Cobre, en caso de
mantenerse el suministro de las Mineras El Tesoro y Esperanza desde S/E El Cobre, se verifica que la
desconexión de la sección N°2 de S/E El Cobre, lo que implica la desconexión de las Líneas 220 kV
Chacaya-El Cobre N°1, Línea 220 kV El Cobre-Laberinto y Línea 220 kV El Cobre-Esperanza N°1, tiene
como consecuencia la sobrecarga del circuito N°2 de la Línea 220 kV El Cobre-Esperanza y tensiones
fuera del estado de emergencia establecido en NT para las barras de 220 kV El Tesoro y Esperanza
(en torno a 0.8 pu) lo que podría producir el desprendimiento de consumos por protecciones de
subtensión en la Zona. Al abastecer los consumos de Minera El Tesoro desde S/E Encuentro y los
consumos de Minera Esperanza, desde S/E El Cobre, esta contingencia no tiene efectos relevantes
para la Zona.
d) Debido a lo expuesto en el literal b) y c), se recomienda evaluar la alternativa de volver a la
topología normal de operación de esta zona, esto es, con la Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
cerrada y con Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza abierta, lo cual ayuda en gran medida a mitigar los
problemas asociados al soporte de tensión de la Zona, ayuda en aliviar la transferencia de energía
por las Líneas 220 kV El Cobre-Esperanza y prevenir sus posibles sobrecargas. Esto, sólo después de
finalizados los trabajos de ampliación de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro.
e) Adicionalmente, debido a la previsión de aumento de demanda de Minera Gaby, se verifica para el
año 2016 que la Línea 220 kV El Cobre-Gaby operaría en torno a su límite de capacidad de
transferencia.
f)
23
En lo que respecta a las desconexiones de transformadores de la zona (Fallas de severidad 8), no se
tienen efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de
consumos. En el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de S/E El Tesoro,
dada la previsión de demanda de Minera El Tesoro, se podría producir la sobrecarga del
transformador no fallado, desconectándose la totalidad de dicho consumo.
Cartas CDEC-SING N°0168/2014 y CDEC-SING N°0309/2014.
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3. CARACTERIZACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN, CRITERIOS DE ANÁLISIS Y
MITIGACIÓN APLICADOS
En este Capítulo se describen las principales características asociadas a:
 El horizonte de evaluación del Estudio.
 Los escenarios a ser considerados, en términos de la topología, demanda, despacho de unidades
generadoras, conexión de nuevos proyectos.
 Las contingencias específicas a ser analizadas, en términos de la definición de severidad establecida en
la NT, el estado de operación del SI en el cual son consideradas, y otras características de detalle.
 Los efectos de interés, en términos del alcance de la comparación entre los resultados provenientes del
análisis de contingencias y los estándares de SyCS por estado de operación, respecto de la verificación
de la seguridad global del SING.
 La definición, según corresponda, de restricciones o recomendaciones en términos de las alternativas de
control que serán consideradas y propuestas a fin de dar cumplimiento a lo establecido en la NT, su
implementación práctica a nivel de la programación u operación en tiempo real, la necesidad de análisis
de detalle, etc.
3.1 HORIZONTE DE EVALUACIÓN
Para la elaboración del presente Estudio se consideró un horizonte de evaluación comprendido entre el 1°
de Agosto de 2015 y el 31 de Diciembre de 2016.
3.2 ESCENARIOS
3.2.1 TOPOLOGÍA DEL SISTEMA
El análisis comprende tanto una topología base, en la cual se considera que todos los elementos del Sistema
de Transmisión se encuentran disponibles, como también una serie de topologías caracterizadas por la
presencia de mantenimientos programados no simultáneos.
La topología base se caracteriza por corresponder a la condición habitual que se estima presentará el
Sistema de Transmisión en el horizonte de evaluación del Estudio, junto con los cambios topológicos
asociada a la conexión de los proyectos indicados en el punto 3.2.1.1.
Al respecto, según la demanda prevista para la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, en el Estudio se
considera como Caso Base la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta abierta en S/E Antofagasta24. Adicional a
lo anterior, también se considera la operación de Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro normalmente abierta.
Sin embargo, dado los cambios en la previsión de la demanda y en la topología del sistema de transmisión,
en el Estudio se evalúa la factibilidad técnica de modificar el estado actual de operación de las instalaciones
mencionadas.
24
Según lo indicado en fax CDEC-SING B-0408/2010 del 01.04.2010.
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3.2.2 MODIFICACIONES A LA TOPOLOGÍA VIGENTE
Considerando el horizonte de evaluación del Estudio, de acuerdo a los antecedentes que dispone la DO y a
lo informado a este CDEC por los propietarios respectivos, para el período de evaluación del Estudio se
prevé la entrada de una serie de proyectos de consumo, generación y transmisión, los que se caracterizan
de acuerdo a lo indicado en los siguientes puntos.
3.2.2.1 Proyectos de Consumos
En la Tabla N°1, se indican los proyectos de consumos considerados en el período de evaluación.
Tabla N°1 Proyectos de Consumos
Año
2015
2016
Coordinado
Nombre Consumo
Demanda
Media
[MW ]
Barra
Minera Escondida
OGP1
OGP1 220 kV
161
N/A
Inacesa-Nvo. Proyecto
Inacesa 23 kV
3,5
Minera Escondida
EWS (54 MW)
Coloso 220 kV
21,6
HPPS2 220 kV
10,8
HPPS3 220 kV
10,8
HPPS4 220 kV
10,8
3.2.2.2 Proyectos de Generación
En la Tabla N°2 y Tabla N°3, se muestra un resumen del número de proyectos, por tecnología, que se espera
se conecten al sistema durante el periodo de evaluación considerado.
Tabla N°2 Número de Proyectos de Generación
ERNC
Tecnología Convencional
Año
N° Proyectos
Potencia [MW]
N° Proyectos
Potencia [MW]
2015
7
248
0
0
2016
12
838,6
2
989
Tabla N°3 Detalle de Proyectos de Generación
Año
2015
2016
Empresa
Proyecto
Fecha estimada
de Conexión
Punto de Conexión - Potencia (MW)
Sps La Huayca S.A
PFV La Huayca
ago-15
S/E Pozo Almonte (66 kV)
30
RIJN Capital
PFV Solar Paruma
oct-15
S/E Calama (220 kV)
17
RIJN Capital
PFV Solar Pular
oct-15
S/E Calama (220 kV)
24
Aes Gener
PFV Andes Solar
oct-15
S/E Andes (23 kV)
21
E-CL
PFV Pampa Camarones
dic-15
S/E Vitor (110 kV)
6
Enel
PFV Finis Terrae - Etapa 1
dic-15
S/E Encuentro (220 kV)
120
Sociedad Fotovoltaica
Norte Grande 5 Spa
PFV Uribe
ene-16
S/E Uribe (110 kV)
50
RIJN Capital
PFV Solar Lascar
ene-16
S/E Calama 220 kV
30
RIJN Capital
PFV Solar Salín
ene-16
S/E Calama 220 kV
30
SK Ecologia S.A
PFV Arica Solar
feb-16
S/E Parinacota (66 kV)
40
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Proyecto
Fecha estimada
de Conexión
Año
Empresa
2016
Sociedad Parque
Eólico Quillagua
PFV Quillagua I - Etapa 1
feb-16
Conexión en Tap Off a Línea
220 kV María Elena-Lagunas
23
RIJN Capital
PFV Llamará-PintadosPica
feb-16
S/E Lagunas (220 kV)
190
Abengoa Solar Chile
S.A
PV Cerro Dominador
mar-16
Empresa Eléctrica
Cochrane Spa
CT Cochrane
mar-16
Enel
PFV Finis Terrae - Etapa 2
abr-16
BHP Billiton
CT Kelar (2TG + 1TV)
may-16
EDF
PFV Bolero
may-16
Empresa Eléctrica
Cochrane Spa
CT Cochrane
Austrian Solar
PFV Huatacondo
jul-16
Crucero Este Dos Spa
PFV Blue Sky 2
ago-16
Crucero Este Solar
Spa
PFV Blue Sky 1
oct-16
Sociedad Parque
Eólico Quillagua
PFV Quillagua I - Etapa 2
nov-16
may-16
Punto de Conexión - Potencia (MW)
S/E Seccionadora Cerro
Dominador
S/E Encuentro a través de
Línea 2x220 kV CochraneEncuentro (Unidad 1)
S/E Encuentro a través de
Línea 220 kV EncuentroRande
S/E Kelar a través de Línea
2x220 kV Kelar-Kapatur
S/E Laberinto (220 kV)
S/E Encuentro a través de
Línea 2x220 kV CochraneEncuentro (Unidad 2)
Estado: Aprobación punto de
seccionamiento.
Línea Troncal 2 x 220 kV
Crucero – Lagunas
S/E Encuentro a través de
Línea 220 kV EncuentroRande
S/E Encuentro a través de
Línea 220 kV EncuentroRande
Conexión en Tap Off a Línea
220 kV María Elena-Lagunas
100
236
40
517
125
236
98
34
51.6
27
3.2.2.3 Proyectos de Transmisión
En la Tabla N°4, se indican los proyectos de transmisión considerados en el período de evaluación.
Año
Empresa
Transelec
2015
Minera
Escondida
E-CL
Tabla N°4 Proyectos de Transmisión
Fecha
estimada
Proyecto - Instalación
de Conexión
Condensador 60 MVAr
Ago-15
Ampliación SE Lagunas
Ago-15
Ampliación SE Encuentro
Cambio de TC en paño J5 de S/E Crucero
Sep-15
Ampliación Línea
2x220 kV Crucero-Encuentro
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro
2° semestre
2015
Dic-15
OGP1 Etapa Final
Ampliación S/E Antofagasta
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Cambio TTCC en paños J1 y J2 de S/E Lagunas
SVC 120 MVAr
S/E OGP1
Paño seccionador Barra 110 kV S/E
Antofagasta
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Año
Empresa
Fecha
estimada
de Conexión
Minera Escondida
Abr-16
Proyecto - Instalación
Sistema de Transmisión de
MEL
S/E Kapatur (seccionamiento Línea 220 kV
Angamos-Laberinto)
Línea 2x220 kV Kapatur-O'Higgins
2016
Bhp Billiton
May-16
CT Kelar
Empresa Eléctrica
Cochrane Spa
May-16
Línea 2x220 kV CochraneEncuentro
Línea 2x220 kV Kelar-Kapatur
S/E Kelar
Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro
Secciona Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko
en S/E O’Higgins
Minera Escondida
Jul-16
Proyecto EWS
Ampliación S/E Coloso y S/E O’Higgins
3 SSEE Bombeo en Línea 220 kV O’HigginsDomeyko
3.2.3 COMPENSACIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA EN INSTALACIONES DE CLIENTES
En relación con las exigencias de factor de potencia establecidas en la NT para los puntos de conexión de las
Instalaciones de Clientes, no se considera compensación en dichas instalaciones.
Lo anterior se debe a que no se prevé la puesta en servicio de algún proyecto durante el horizonte de
evaluación del Estudio, ya que a la fecha de elaboración de este informe los Coordinados no han
comunicado a la DO información al respecto. En caso que se reciba información de algún proyecto de
instalación de equipos para compensar el factor de potencia, la DO analizará la necesidad de revisar los
resultados y conclusiones del Estudio.
3.2.4 ESCENARIOS DE DISPONIBILIDAD DE UNIDADES Y COMBUSTIBLES
A efectos de detectar las restricciones o recomendaciones de interés, no se consideran escenarios
particulares de disponibilidad de combustibles o de unidades según el programa de mantenimiento mayor.
Sin embargo, para los análisis se consideran los escenarios que resultan más críticos en términos de la
operación del SI.
3.2.5 PREVISIÓN DE DEMANDA
Para el presente Estudio se considera la previsión de demandas informada en respuesta a la carta CDECSING N° 1507/2014 para el período Enero 2015 - Diciembre 2029. En el Anexo 1. Despacho, demanda y
líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias, se presenta un detalle de las demandas
consideradas en el presente estudio. Los análisis consideraron escenarios de operación correspondientes a
estados con máxima demanda coincidente.
3.2.6 DESPACHO TIPO PARA ESTADO NORMAL
El análisis general considera un despacho base, realizado mediante el software Plexos, cuya característica
principal se presentan en el Anexo 1. Despacho, demanda y líneas de transmisión afectas al análisis de
contingencias, sección 6.1.1 Despacho. De acuerdo a los análisis realizados, este despacho base puede sufrir
modificaciones con el objeto de identificar restricciones o recomendaciones particulares para una
determinada zona.
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Las modificaciones mencionadas corresponden a análisis de sensibilidad con respecto al despacho base,
donde se consideran variaciones en el despacho de generación de la Central Termoeléctrica Tarapacá,
Central Termoeléctrica Tocopilla, Central Termoeléctrica Mejillones, Central Atacama, además de las nuevas
centrales Termoeléctricas Kelar, Cochrane y las nuevas tecnologías ERNC proyectadas en el SING. Lo
anterior para detectar y determinar las restricciones en condiciones más críticas o desfavorables en cuanto a
abastecimiento, transferencias por líneas o problemas de tensión en el sistema de transmisión.
Cabe destacar que en todos los despachos utilizados en los análisis, no se ha considerado la interconexión
con el sistema SADI, dado que corresponde al despacho más representativo y al escenario más crítico en
cuanto a control de tensión en la Zona Escondida-Zaldívar.
Adicional a lo anterior, se ha considerado un análisis de sensibilidad en la zona de influencia para el año
2016, con respecto a la interconexión del sistema SING con el sistema SADI, de manera de detectar posibles
congestiones que se puedan activar por la operación interconectada de ambos sistemas.
3.2.7 ELEMENTOS DE CONTROL DISPONIBLES
El Estudio considera los elementos de control que se encuentran actualmente instalados y operativos en el
SING, esto es:
 EDAC por Subfrecuencia25, el cual permite controlar subfrecuencias producidas por desconexiones de
generación.
 EDAG por Sobrefrecuencia26, el cual permite controlar sobrefrecuencias producidas por desconexiones
masivas de carga.
 EDAG por sobrecarga de Central Tocopilla27, el cual permite incrementar los niveles de generación
máximos a despachar en dicha central por restricciones de seguridad.
3.3 CONTINGENCIAS A ANALIZAR
En la actualidad la DO establece restricciones en el sistema, a nivel de la programación u operación en
tiempo real, como medida preventiva para garantizar la SyCS del SI, para un conjunto de contingencias
simples probables de ocurrir que resulten ser las más críticas, según se establece en la NT. De acuerdo al
análisis expuesto en el Anexo 2: Consideraciones generales de la NT, sección 6.2.1 Contingencias, las
contingencias analizadas en las distintas topologías consideradas, corresponden a aquellas de tipo simple en
Estado Normal indicadas en el artículo 5-37 de la NT, considerando la topología habitual de operación,
disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión como también de los principales
mantenimientos programados no simultáneos.
Específicamente, la contingencia de severidad 4 se ha caracterizado como un cortocircuito bifásico a tierra
con despeje instantáneo. En particular, se considera que éste ocurre al 50% de la línea o segmento, según
25
EDAC por subfrecuencia vigente se encuentra publicado en el sitio web de CDEC-SING en InicioDatos OperaciónOperación
ProgramadaEDAC por Subfrecuencia.
26
EDAG por sobrefrecuencia vigente se encuentra publicado en el sitio web de CDEC-SING en InicioDatos OperaciónOperación
ProgramadaEDAG por Sobrefrecuencia.
27
En octubre de 2008 se puso en servicio el EDAG de Central Tocopilla.
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corresponda, con despeje simultáneo en ambos extremos mediante apertura de interruptores a 120
milisegundos de ocurrida la falla.
Adicionalmente, se analizan las contingencias de severidad 8 y 9, considerando para ello lo siguiente:
 Severidad 8: desconexión de un transformador de poder, considerando aquellos cuya tensión de uno de
sus bornes sea superior a 200 kV.
 Severidad 9: cortocircuito monofásico a tierra sin impedancia de falla en una sección de barra de una
subestación seguido de su desconexión en tiempo normal por acción de los sistemas de protección que
cubren la barra. Las barras consideradas corresponden a las barras del sistema de transmisión de
tensión 220 kV.
Las contingencias de severidad 8 y 9 se han analizado considerando el despacho base (Caso 1 del punto 6.1.1
del Anexo 6) y el sistema en Estado Normal, con disponibilidad total de los elementos del Sistema de
Transmisión y sin escenarios de mantenimiento.
3.4 EFECTOS DE INTERÉS
Considerando los alcances establecidos en la NT, el ERST se concentra en la detección de las condiciones de
operación resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual, de acuerdo al análisis expuesto en
el Anexo 2: Consideraciones generales de la NT, sección 6.2.2 Efectos de Interés, se analiza el
comportamiento estático y dinámico del SING en términos de:
 Sobrecargas que comprometen la capacidad térmica de líneas y/o transformadores de poder, y/o la
capacidad de transformadores de corriente (TT/CC); para lo cual se comparan en forma cuantitativa los
valores obtenidos del análisis con respecto a aquellos que definen la capacidad transitoria y capacidad
permanente informadas.
 Estabilidad angular transitoria; para lo cual se acusan condiciones de inestabilidad y/o excursiones
angulares que en forma cualitativa reflejen bajo margen de estabilidad.
 Estabilidad de tensión y/o condiciones de sub o sobretensión; para lo cual se acusan condiciones
proclives a inestabilidad y/o se comparan en forma cuantitativa los valores de tensión obtenidos del
análisis con respecto a los estándares establecidos en la NT para el comportamiento dinámico y las
condiciones de régimen en los distintos estados de operación.
Respecto de los análisis de comportamientos proclives a subfrecuencias u operación de protecciones no
considerados explícitamente en este Estudio, ellos se consideran propios del “Estudio de EDAC” y del
“Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones”, respectivamente, ambos contemplados en la
NT.
3.5 ALTERNATIVAS DE MITIGACIÓN DE EFECTOS
Como resultado del análisis de los efectos de las contingencias consideradas en el Estudio, y su comparación
con los estándares de SyCS establecidos en la NT, el ERST concluye respecto de restricciones y/o
recomendaciones que deberán ser implementadas en la práctica, ya sea a nivel de la programación28 o de la
operación en tiempo real, a fin de dar cumplimiento a dichos estándares. Dado que los efectos de distintas
28
Se consideran las acciones de control que puedan ser implementadas a partir del ajuste directo de las variables involucradas en la
programación, o mediante una implementación previa cuyo resultado indirectamente afecte los resultados de la programación,
como por ejemplo: incorporación o ajuste de DAC, DAG, etc.
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restricciones y/o recomendaciones pueden arribar a resultados similares en términos del desempeño del
SING, en algunos casos particulares la propuesta de la DO considera un planteamiento general de ellas, las
que posteriormente deberán ser analizadas a fin de seleccionar la alternativa que se considere más
apropiada.
Tanto las restricciones como las recomendaciones, con sus respectivos alcances, consideran:
a) Control de la generación: Esta restricción, en función de su aplicación, contempla los siguientes dos
casos:
 A nivel de la programación: Requiere de la definición de límites permanentes en la generación de
las centrales o unidades generadoras, tal que en caso de ocurrir una Contingencia Simple en Estado
Normal, el SING pueda preservar un estado de operación en el cual la transmisión de potencia sea
coherente con la capacidad transitoria y/o permanente informada para el Sistema de Transmisión, y
las unidades generadoras puedan preservar la estabilidad angular transitoria.
 A nivel de la operación en tiempo real: Requiere de la definición de ajustes en la consigna de
generación, coordinados por el CDC, estando el SING en Estado de Alerta, tal que frente a una
eventual Contingencia Simple éste pueda preservar una condición de operación segura, en el menor
tiempo posible, mediante el control de la transferencia de potencia desde los valores de capacidad
transitoria a los valores de capacidad permanente informados para el Sistema de Transmisión,
considerando además los márgenes necesarios para preservar la estabilidad angular transitoria y el
amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas.
b) Implementación de un Esquema de Desconexión Automática de Generación EDAG) por sobrecarga:
Esta recomendación, implementada a nivel de la programación, está sugerida para preservar la
estabilidad angular transitoria de las unidades generadoras y/o controlar la transmisión de potencia en
forma coherente con las capacidades transitoria y permanente informadas para el Sistema de
Transmisión, ambas frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple en Estado Normal.
c) Implementación de un Esquema de Desconexión Automática de Carga EDAC) por sobrecarga o
subtensión: Esta recomendación, implementada a nivel de la programación, está sugerida en las
siguientes dos situaciones:
 Para controlar que la transmisión de potencia sea coherente con la capacidad transitoria y/o
permanente informada para el Sistema de Transmisión, frente a la ocurrencia de una Contingencia
Simple en Estado Normal.
 Para controlar inestabilidades de tensión o subtensiones producto de una Contingencia Simple en
Estado Normal.
d) Incorporación de Desconexión Manual de Carga DMC) para evitar sobrecarga o subtensión: Esta
recomendación, implementada a nivel de la operación en tiempo real, y coordinada por el CDC estando
el SING en Estado de Alerta, persigue el que frente a una eventual Contingencia Simple el SING pueda
preservar una condición de operación segura, en el menor tiempo posible, mediante el control de la
transferencia de potencia desde los valores de capacidad transitoria a los valores de capacidad
permanente, considerando además los márgenes necesarios para preservar los estándares de tensión
establecidos en la NT.
e) Reemplazo de determinados TT/CC: Esta recomendación está sugerida para evitar restringir los niveles
de generación máximos de centrales, reducir los requerimientos de control asociados a desconexión de
carga o generación, ya sea automática o manual, en caso de contingencias que impliquen sobrecarga de
TT/CC.
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f) Analizar la definición de una capacidad transitoria y/o una redefinición de la capacidad permanente:
Informada para las líneas de transmisión, en el caso que éstas puedan presentar sobrecargas en relación
a la capacidad del conductor.
g) Habilitar protecciones por sobrecarga: En forma complementaria para evitar un eventual daño en las
líneas de transmisión, ya sea por sobrecarga de sus TT/CC o del conductor, en caso que las acciones de
control provenientes del EDAC por sobrecarga sean insuficientes.
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4. RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES
A continuación se describen los principales resultados obtenidos del análisis realizado, para los distintos
escenarios en consideración, y su comparación con los estándares de SyCS establecidos en la NT. En los
casos en que los estándares y especificaciones de la NT no se cumplen, se proponen medios alternativos
para cumplirlos, siendo estas alternativas de carácter general y orientadas a tener una mayor capacidad de
transmisión.
El detalle de los escenarios analizados y los resultados obtenidos se encuentran en el Anexo 4: Resultados
obtenidos. Se analizan casos que consideran los escenarios previstos para la operación del SING en el
período de evaluación29, tanto en situaciones de disponibilidad total de los elementos del Sistema de
Transmisión como en los casos más frecuentes de mantenimiento programado de las instalaciones,
explicitando sólo los casos en que se producen restricciones en el sistema de transmisión.
4.1 ZONA MEJILLONES-CAPRICORNIO
La Zona Mejillones-Capricornio corresponde a la Zona compuesta por el ATR Capricornio 220/110/13.8 kV, el
ATR Mejillones 220/115/13.8 kV y las Líneas de 110 kV Mejillones-Antofagasta, 110 kV CapricornioAntofagasta, 110 kV Capricornio-Antofagasta y 110 kV Antofagasta-Alto Norte.
Se realiza una verificación del comportamiento del SING ante un eventual cierre de la Línea 110 kV
Mejillones-Antofagasta, en particular detectando condiciones de sobrecarga en las instalaciones adyacentes
a SS/EE Mejillones, Antofagasta y Capricornio.
4.1.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS
En la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, se observa que no es posible operar con la Línea 110 kV
Mejillones-Antofagasta cerrada en el extremo Antofagasta, lo que implicaría el cierre del anillo de
Mejillones-Capricornio. En esta condición operacional, se observa que ante ciertas contingencias se presenta
una sobrecarga de los Transformadores Capricornio 220/110/13.8 kV, Mejillones 220/110/13.8 kV y de la
Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta, y tensiones fuera del rango establecido en la NT, en SS/EE 220 kV
Mejillones y 110 kV Antofagasta, Alto Norte y Michilla, en torno a 0.8 pu. Lo anterior ocurre independiente
del monto de generación de la Central PAM, la que inyecta su generación a la Barra 110 kV Mejillones.
Considerando lo anterior, se mantiene la vigencia de la Política de Operación que establece la operación del
sistema con la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta abierta en S/E Antofagasta30. Esta configuración
permite evitar problemas de sobrecarga en la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, específicamente en
el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV, para los casos en que el flujo por dicho transformador es
inferior a su capacidad (88 MVA).
Si bien para el año 2016 se prevé la puesta en servicio de los proyectos “Seccionador de S/E Antofagasta” y
la central “Uribe Solar”, que ayudan a descongestionar el flujo por el Transformador Capricornio
29
30
El horizonte de evaluación considerado es el comprendido entre el 1° de Octubre de 2014 y el 30 de Diciembre de 2015.
Informada en Abril del año 2010, mediante carta CDEC-SING B-0408/2010
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220/115/13.8 kV, estos proyectos no solucionan los problemas tras la ocurrencia de ciertas contingencias,
por lo que la Política de Operación Vigente no debería cambiar el hecho de que el sistema de la zona se
opera de forma radial.
Dada la Política de Operación Vigente, y las demandas previstas en el horizonte de evaluación, se observa en
Estado Normal lo siguiente:
 Dada la alimentación radial de los consumos abastecidos desde la S/E Capricornio, la desconexión de la
Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos provocaría la desconexión de todos los consumos alimentados
desde dicha S/E.
 El flujo por el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV es de alrededor de 84 MVA, valor cercano a
su máxima capacidad. Para controlar el flujo por el ATR Capricornio 220/110/13.8 kV y evitar sobrepasar
su capacidad máxima (88 MVA), podría ser necesario el despacho de las unidades de la Central Diesel
Inacal que se encuentren disponibles y/o la aplicación de DMC.
 La demanda proyectada alimentada desde el Transformador Desalant 110/6.6 kV es cercana a los 14
MVA, que a su vez corresponde a la capacidad nominal de este equipo. Dado esto, se observa que el
consumo suministrado desde esta instalación no podría seguir aumentando sin antes estudiar la
posibilidad de realizar un cambio del equipo o verificar su aumento de capacidad, en conjunto con las
restricciones de transmisión de la zona.
 La demanda proyectada alimentada desde el Transformador Tap Off La Negra 110/23 kV es cercana a los
23 MVA, superior a la capacidad nominal de este equipo (20 MVA). Dado esto, se observa que el
consumo suministrado desde esta instalación no podría seguir aumentando sin la realización de un
cambio del equipo o el aumento de capacidad de existente, en conjunto con las restricciones de
transmisión de la zona.
 En relación al desempeño de la tensión, se recomienda controlarla con las unidades de Central Atacama,
Central Termoeléctrica Mejillones, Central Termoeléctrica Andina, Central Termoeléctrica Hornitos y
Central Termoeléctrica Angamos, previendo una mejora en las tensiones resultantes post-falla. En caso
de ser necesario, complementar la acción anterior con DMC en los consumos de la zona. Cuando entre
en servicio las unidades de la Central Kelar, se espera ayuden al control de tensión de la zona.
Para restablecer la operación en paralelo de los transformadores, se recomienda analizar distintas
alternativas, dentro de las que se encuentran el aumento de la capacidad de transformación o la
implementación de un EDAC por contingencia específica y la habilitación de protecciones por sobrecarga en
dichas instalaciones.
En relación al aumento de capacidad del Transformador Capricornio 220/110/13.8 kV, cabe destacar que el
2013, E-CL31 informó un proyecto consistente en su primera etapa en la instalación de un nuevo
Transformador, gemelo al actual, en paralelo con el existente y en una segunda etapa la construcción de la
barra de 220 kV de S/E Capricornio. La fecha en que dicho proyecto se llevaría a cabo no se encuentra
definida32, indicando E-CL que el proyecto se encuentra postergado y que será reevaluado durante el
presente año. Sin embargo, dada la estimación de demanda para el año 2015, es necesario revisar los plazos
asociados a la conexión, así como las soluciones a largo plazo. Al respecto en el estudio “Abastecimiento
31
32
Carta de E-CL GTR-2013-0174.
Carta de E-CL N°088/2014
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Seguro de ciudades del SING” desarrollado por el Departamento de Planificación se abordan distintas
alternativas33.
4.1.2 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA MEJILLONES-CAPRICORNIO
a) Desconexión intempestiva de Transformadores.
La desconexión de los transformadores de la zona, esto es Transformador Mejillones 220/115/13.8 kV o
Transformador Capricornio 220/110/13.8 kV, implica la desconexión de los consumos correspondientes a
clientes libres y regulados abastecidos a través de ellos. Entre ellos los consumos abastecidos desde las
subestaciones Antofagasta, Alto Norte, Uribe, y los consumos conectados en derivación en las Líneas de 110
kV de la zona.
b) Desconexión de secciones de Barra.
La desconexión intempestiva de la Barra Mejillones 220 kV implica la desconexión de los consumos
abastecidos desde dicha subestación, además de una ligera sobrecarga del transformador de Capricornio
220/110/13.8 kV (0.26%) la que se encuentra dentro del límite de su capacidad transitoria. Además, implica
la desconexión de las Líneas de 220 kV Chacaya-Mejillones y 220 kV Mejillones-O’Higgins, ante lo cual si
consideramos el despacho base34, se presentan tensiones en el rango establecido para el Estado de
Emergencia en las barras de las subestaciones de la zona de Escondida, en torno a 0.91 pu.
Después de ocurrida esta contingencia, se recomienda incrementar la tensión en la zona de Escondida
adoptando las siguientes medidas:

Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.

Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.

En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida).
Sin embargo, en el año 2016, con la puesta en servicio del proyecto SITRAMEL indicado en la sección 3.2.2
(el seccionamiento de la Línea 220 kV Atacama-Domeyko en la S/E O’Higgins, el seccionamiento de la Línea
220 kV Angamos-Laberinto en la S/E Kapatur y la Línea 220 kV Kapatur-O’Higgins), la desconexión
intempestiva de la Barra Mejillones 220 kV no tiene efectos sistémicos relevantes en el sistema, más allá de
la pérdida de los consumos alimentados desde la S/E Mejillones.
4.2 ZONA NORTE
La Zona Norte del SING, corresponde a las instalaciones ubicadas geográficamente al norte de las
subestaciones Crucero y Encuentro. Un aspecto fundamental de esta zona, es que comprende las
instalaciones que abastecen de energía a las ciudades de Arica, Iquique, la localidad de Pozo Almonte y a los
consumos de Minera Collahuasi.
Actualmente, el principal centro de generación de esta zona corresponde a las unidades de generación de la
Central Tarapacá. Sin embargo, se espera que para el año 2016 se conecten en torno a 370 MW de
Generación ERNC.
33
El estudio “Abastecimiento Seguro de ciudades del SING” se encuentra disponible en el sitio web del CDEC-SING en la siguiente
ruta: Inicio->Informes y Estudios->Informes de Planificación->Revisión Anual Troncal->Periodo Tarifario 2011-2014.
34
El despacho base considera la Central Atacama despachada.
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A continuación se analizan casos con y sin mantenimiento de las líneas que abastecen la Zona Norte del
SING para los años 2015 y 2016, de manera de detectar aquellas condiciones que podrían generar
sobrecargas en las líneas de transmisión que abastecen la zona.
4.2.1 CASOS CONSIDERANDO TOPOLOGÍA AÑO 2015
4.2.1.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas
Actualmente, en el caso de disponibilidad total de las Líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte,
se debe considerar lo estipulado en la Política de Operación de la Zona35. Esto es, controlar la transferencia
por las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV María Elena-Lagunas y las Líneas 220 kV EncuentroCollahuasi N°1 y N°2, de manera de evitar sobrecargas en ellas. El nivel de transferencia máximo varía
dependiendo de las condiciones de demanda de la Zona Norte, temperatura ambiente y especialmente del
despacho de las centrales ERNC y de la unidad CTTAR. Adicionalmente a lo anterior, por consideraciones de
estabilidad de la unidad CTTAR, se recomienda que esta opere aportando al menos 15 MVAr de potencia
reactiva al sistema.
En los próximos meses, se espera un aumento de la capacidad de las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1,
220 kV Crucero-María Elena y 220 kV María Elena-Lagunas, debido al cambio de TTCC en los extremos
Lagunas, Crucero y María Elena. Con esto, la capacidad de transmisión de cada una de las Líneas
mencionadas estará limitada por la capacidad de su conductor en función de la temperatura (entre 18°C y
40°C).
Con respecto al punto anterior, se han revisado las capacidades de transferencia indicadas en dicha Política
de Operación, estimando que las restricciones de transmisión asociadas a las líneas mencionadas se
mantendrán, quedando limitadas por la capacidad de la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1, debido a
que en el horizonte de evaluación no existen proyectos asociados al aumento de capacidad de este circuito.
Para cumplir con lo establecido en la Política de Operación Zona Norte, en caso que el límite máximo de
transferencia de potencia se vea superado, como primera acción de control tendiente a ajustar las
transferencias a la restricción indicada, es necesario despachar las unidades disponibles en la Zona Norte.
Adicionalmente, si lo anterior no fuera suficiente para alcanzar los límites establecidos, se debe aplicar
Desconexión Manual de Carga (DMC) para controlar las transferencias desde la Zona Centro a la Zona Norte.
4.2.2 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS AÑO 2015
En términos generales, resulta inconveniente realizar el mantenimiento de alguna de las 4 líneas que
abastecen la Zona Norte (Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV María Elena-Lagunas y las Líneas
220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 y N°2) estando la unidad CTTAR fuera de servicio, ya que su ausencia
significaría aplicar una DMC de magnitud elevada en condiciones de alta temperatura.
a) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 o Línea 220 kV Maria Elena-Lagunas
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
35
Según documento D-SDO-01-V06 “Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona
Norte con Restricciones de Seguridad”.
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 Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo por Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 (o Línea 220 kV
María-Elena-Lagunas) y Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 y N°2) de acuerdo a la temperatura
ambiente que se esté presentando. De ser necesario, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la
Zona.
 Se recomienda realizar este mantenimiento con la unidad CTTAR despachada, y/o de manera
coincidente con una baja demanda en la Zona Norte. En particular, al no estar despachada la unidad
CTTAR, con un bajo o nulo aporte de ERNC en la Zona y considerando una temperatura ambiente de
35°C, ante la ocurrencia de una contingencia en la Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 o Línea 220 kV
María Elena-Lagunas que queda en servicio, se sobrecargan las Líneas 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 y
N°2 en un 57% y 24% respectivamente. Se estima que, estando despachada la unidad CTTAR, los flujos
por las líneas de interés no deben sobrepasar los 270 MW en total.
b) Mantenimiento Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 o N°2
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo por Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV MaríaElena-Lagunas y Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°2 (o N°1)) de acuerdo a la temperatura ambiente
que se esté presentando. De ser necesario, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona.
 Se recomienda realizar este mantenimiento con la unidad CTTAR despachada o con una alta generación
de ERNC en la Zona y/o de manera coincidente con una baja demanda en la Zona Norte. En particular, al
no estar despachada la unidad CTTAR, con un bajo o nulo aporte de ERNC en la Zona y considerando una
temperatura ambiente de 35°C, ante la ocurrencia de una contingencia en las Líneas 220 kV CruceroLagunas N°1 o Línea 220 kV María Elena-Lagunas se podría sobrecargar la Línea 220 kV Crucero-Lagunas
o Línea 220 kV María Elena-Lagunas que queda en servicio y la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi que se
mantiene operando, en especial si se trata de la Línea de 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 debido a su
menor capacidad. Se estima que, estando despachada la unidad CTTAR, los flujos por las líneas de
interés no deben sobrepasar los 270 MW en total.
c) Mantenimiento Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi N°1 o N°2
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo por Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV María
Elena-Lagunas y Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°2 y N°1) de acuerdo a la temperatura ambiente
que se esté presentando. De ser necesario, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona.
 Se recomienda realizar este mantenimiento con la unidad CTTAR despachada, o con una alta generación
de ERNC en la Zona y/o de manera coincidente con una baja demanda en la Zona Norte. En particular, al
no estar despachada la unidad CTTAR, con un bajo o nulo aporte de ERNC en la Zona y considerando una
temperatura ambiente de 35°C, ante la ocurrencia de una contingencia en la Línea 220 kV EncuentroCollahuasi N°2 se sobrecarga la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1. Se estima que, estando
despachada la unidad CTTAR, los flujos por las líneas de interés no deben sobrepasar los 290 MW en
total.
 Controlar el Consumo de Mineras Collahuasi y Quebrada Blanca de manera que su demanda máxima no
sobrepase la capacidad del circuito de la Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi en servicio.
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d) Mantenimiento Línea 220 kV Tarapacá-Lagunas N°1 o N°2
La realización de este mantenimiento no impone restricciones adicionales.
Sólo si la unidad CTTAR no se encuentra despachada y existe bajo o nulo aporte de las centrales ERNC de la
zona y ante una contingencia en la Línea 220 kV Tarapacá-Lagunas que se encuentra en servicio se pierde
consumo de SS/EE Cóndores y Parinacota. En este caso se recomienda realizar el mantenimiento con el
condensador de SS/EE Cóndores y/o Parinacota en servicio para controlar las tensiones en la zona.
4.2.3 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS 2016
Para el año 2016 la principal diferencia es que se incorporan aproximadamente 370 MW de ERNC en la zona,
lo cual aliviará significativamente las transferencias desde la Zona Centro a la Zona Norte mientras las
unidades ERNC se encuentren aportando su generación al sistema.
En el caso de disponibilidad total de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte, se debe
considerar que para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada, ante
la contingencia en una de las Líneas 220 kV Lagunas-Collahuasi, se puede producir la sobrecarga de la Línea
220 kV Lagunas-Collahuasi que queda en servicio. Por ello, en ciertos escenarios de generación, es necesario
limitar la generación de la Zona Norte ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, lo que
deberá ser analizado en una Política de Operación específica para preservar el criterio de operación N-1 en
la Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi.
4.2.4 CASOS CONSIDERANDO TOPOLOGÍA DEL AÑO 2016
Para el año 2016, la principal diferencia respecto del año 2015 es que se suma la generación ERNC del orden
de los 370 MW, las cuales se ubicarán en las SSEE Arica, Lagunas y Pozo Almonte, además de los
seccionamientos de las Líneas 220 kV Maria Elena-Lagunas y Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 (Unidades
Quillagua y Huatacondo respectivamente). Esto modifica significativamente las transferencias desde la Zona
Centro a la Zona Norte.
4.2.5 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS
a) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 o Línea 220 kV María Elena-Lagunas
Para realizar este mantenimiento, además de las consideraciones indicadas para el año 2015, se debe
considerar lo siguiente:
 Se recomienda realizar este mantenimiento controlando la generación de la Zona Norte. En particular
para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada, ante una
contingencia en una de las Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi, se produce la sobrecarga de la Línea 220 kV
Lagunas-Collahuasi que queda en servicio. Por ello, es necesario limitar la generación de la Zona Norte
ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, lo que deberá ser analizado en un Estudio
de Corto Plazo (ECP).
b) Mantenimiento Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 o N°2
Para realizar este mantenimiento, además de las consideraciones indicadas para el año 2015, se debe
considerar lo siguiente:
 Se recomienda realizar este mantenimiento controlando la generación de la Zona Norte. En particular
para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada, ante una
contingencia en alguna de las líneas de 220 kV Lagunas-Collahuasi se puede producir la sobrecarga de la
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Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi que queda en servicio. Por ello, es necesario limitar la generación de la
Zona Norte ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, lo que deberá ser analizado en
un Estudio de Corto Plazo (ECP).
c) Mantenimiento Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi N°1 o N°2
Para realizar este mantenimiento, además de las consideraciones indicadas para el año 2015, se debe
considerar lo siguiente:
 Se recomienda realizar este mantenimiento controlando la generación de la Zona Norte. En particular
para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada, ante una
contingencia en alguna de las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas o 220 kV Encuentro-Collahuasi se produce
la sobrecarga de la Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi que queda en servicio. Por ello, es necesario limitar
la generación de la Zona Norte ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, lo que
deberá ser analizado en un Estudio de Corto Plazo (ECP).
d) Mantenimiento Línea 220 kV Tarapacá-Lagunas N°1 o N°2
Para realizar este mantenimiento, además de las consideraciones indicadas para el año 2015, se debe
considerar lo siguiente:
 Se recomienda realizar este mantenimiento controlando la generación de la Zona Norte. En particular
para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada, ante una
contingencia en alguna de las Líneas 220 kV Lagunas-Collahuasi se produce la sobrecarga de la Línea 220
kV Lagunas-Collahuasi que queda en servicio. Por ello, es necesario limitar la generación de la Zona
Norte ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, lo que deberá ser analizado en un
Estudio de Corto Plazo (ECP).
4.2.6 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA NORTE
a) Desconexión intempestiva de Transformadores.
Las principales consecuencias de la desconexión intempestiva de los transformadores de la Zona Norte
(fallas de Severidad 8), corresponden al desprendimiento de consumos regulados abastecidos desde las
subestaciones Parinacota, Cóndores y Pozo Almonte. Estas desconexiones no tienen efectos sistémicos
relevantes.
b) Desconexión de secciones de Barra.
Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra de las subestaciones de la Zona
Norte (fallas de Severidad 9), corresponden a la pérdida de consumos o pérdida de generación de la unidad
CTTAR. Las contingencias más relevantes corresponden a la desconexión de la Barra Tarapacá 220 kV, que
implica la pérdida de generación de la unidad CTTAR y de los consumos abastecidos desde las subestaciones
Cóndores y Parinacota.
En lo que respecta a la falla en la sección N°1 de la Barra Lagunas 220 kV, el efecto es la desconexión de los
consumos abastecidos desde esta sección de barra, además de la desconexión de generación ERNC
conectada al norte de S/E Pozo Almonte y en la sección N°1 de barra de Lagunas para el año 2016.
Respecto de la falla en la Barra Pozo Almonte 220 kV, la principal consecuencia es la desconexión de los
consumos abastecidos desde las SS/EE Pozo Almonte, Iquique y Arica y además de la desconexión de las
unidades ERNC que inyectan su energía en S/E Pozo Almonte. Lo anterior sin efectos relevantes para el
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sistema. Las tensiones de la zona se pueden controlar mediante los elementos de compensación reactiva
presentes, esto es, los condensadores y reactores de las SS/EE Cóndores, Lagunas y/o Parinacota.
Finalmente, en lo que respecta a la desconexión de una sección N°1 de la Barra Collahuasi 220 kV, esta falla
produciría la pérdida de consumo de Minera Collahuasi y Minera Quebrada Blanca, con un total de 240 MW,
sin efectos sistémicos relevantes, alcanzado la frecuencia un valor de 50,7 Hz.
4.3 ZONA SUR-CORDILLERA
La Zona Sur-Cordillera del SING, corresponde a la zona comprendida principalmente por las subestaciones
Atacama, Esmeralda, El Cobre, Laberinto, Domeyko, Escondida, Nueza Zaldívar y Zaldívar.
Un aspecto fundamental de esta zona, es que comprende las instalaciones que abastecen de energía los
consumos de Mineras Escondida, Zaldívar, la División Gabriela Mistral de Codelco y las Divisiones Esperanza
y El Tesoro de Minera Centinela. Los principales centros de generación de esta zona corresponden a las
unidades de generación conectadas en las Subestaciones Atacama, Chacaya y Angamos, mientras que para
el año 2016, se espera la entrada en servicio de la Central Térmica Kelar.
Debido a los importantes cambios topológicos previstos para la Zona Sur-Cordillera en el sistema de
transmisión de la Zona de Minera Escondida, los cuales se indican en la sección 3.2.2, se han separado los
resultados para los años 2015 y 2016, de manera de analizar las principales restricciones del sistema de
transmisión para la topología actual y para la topología esperada.
Los principales cambios topológicos en la Zona para el año 2016 son los siguientes:

Construcción de S/E Kapatur y seccionamiento de la Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto en S/E
Kapatur.

Conexión al sistema de Central Térmica Kelar de 517 MW, a través de una línea de un doble circuito,
la que se conectará a S/E Kapatur.

Ampliación de la S/E O’Higgins.

Seccionamiento de la Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko en S/E O’Higgins.

Nueva Línea 2x220 kV Kapatur-O’Higgins.

Nueva Línea 220 kV O’Higgins-Coloso
A continuación se analizan casos con y sin mantenimiento de líneas para la Zona Sur-Cordillera del SING.
4.4 CASOS CONSIDERANDO TOPOLOGÍA DEL AÑO 2015
4.4.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS
Actualmente no existe límite en la Evacuación de las Centrales Termoeléctricas Mejillones, Andina y
Hornitos, pudiendo en el caso de disponibilidad total del sistema de transmisión inyectar la totalidad de su
potencia al sistema.
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Cabe mencionar que para todos los casos sin mantenimiento analizados, debido a la previsión de demanda
sistémica para el año 2015, se estima que será necesario el despacho de un ciclo completo de Gasatacama.
Se considera además mantener el SVC de S/E Domeyko permanentemente conectado.
En los casos analizados se detectó que, en los casos en que la Central Atacama se encuentra despachada y se
encuentre en servicio el SVC de 120 MVAR de S/E Domeyko, se observa que ante la apertura intempestiva
de las Líneas 220 kV Chacaya-Mejillones y Mejillones-O’Higgins, post contingencia las tensiones en las SS/EE
220 kV Mejillones, O’Higgins, Coloso, Domeyko, Laguna Seca, Planta Óxidos y Escondida quedan dentro del
rango definido para el Estado de Emergencia, en torno a los 0.92-0.93 pu., lo anterior considerando la
previsión de demanda de la Zona de Minera Escondida, la que se espera tenga un incremento importante
debido al nuevo proyecto OGP1.
4.4.2 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS
Para escenarios de operación específicos, y condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión de la
zona Sur-Cordillera, se debe evaluar si es necesario restringir la inyección en S/E Chacaya de modo de evitar
la presencia de sobrecargas en el Sistema de Transmisión. Las restricciones aquí presentadas son
estimativas, debiendo calcular los montos exactos mediante la ejecución de Estudios de Corto Plazo, y
considerando el nivel de Generación en Central Atacama, Central Angamos y Central Termoeléctrica
Mejillones, Andina y Hornitos, particular de cada caso.
Para escenarios de operación específicos, y condiciones de mantenimiento del equipo SVC de S/E Domeyko,
se debe evaluar si es necesario restringir demanda en la Zona de Minera Escondida-Zaldívar u otras
recomendaciones que permitan preservar los niveles adecuados de tensión en la Zona.
a) Mantenimiento equipo SVC 120 MVAr S/E Domeyko
Para la realización de este mantenimiento, se consideró el despacho de un ciclo completo de la Central
Gasatacama. Ante este escenario, se observa que ante una contingencia en las Líneas 220 kV ChacayaMejillones y Mejillones-O’Higgins, las tensiones de la Zona de Minera Escondida-Zaldívar, quedan fuera del
rango de emergencia establecido en NT, mientras que para una contingencia en uno de los circuitos de la
Línea 220 kV Atacama-Domeyko N°1 o N°2, las tensiones en la zona quedan en torno a 0.9 pu. Debido a lo
anterior, para este mantenimiento se recomienda, junto con el despacho de un ciclo completo de la Central
Gasatacama, la conexión en vacio de la Línea de 345 kV Salta-Andes conectada en S/E Andes. Si lo anterior
no es posible, de debe programar este mantenimiento con baja demanda en la Zona en análisis, con un
límite de consumo estimado en 450 MW.
 En este caso se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas:
- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.
- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
b) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Crucero
Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, dada la previsión de aumento de
demanda en la Zona, especialmente en la Zona Escondida-Zaldívar, durante la realización de este
mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2
o en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, produce una sobrecarga en la Línea 220 kV MejillonesEstudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2015
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O’Higgins, aproximadamente de un 5% para el peor caso, mientras que la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko
queda cercana el límite de su capacidad de transferencia. Para la realización de este mantenimiento, se
recomienda:
 No superar los 750 MW de generación bruta en S/E Chacaya cuando se realice este mantenimiento. Esto
debido a que la desconexión intempestiva de las Líneas indicadas, podría producir post-contingencia la
sobrecarga de las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y 220 KV O’Higgins-Domeyko.
 Post contingencia, se observa que si la Central Atacama se encuentra despachada, la apertura
intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones en torno a 0.90 pu en las
barras de 220 kV de la Zona Escondida-Zaldívar y Mejillones. En este caso se recomienda incrementar la
tensión adoptando las siguientes medidas:
- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.
- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
 Se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente con una
disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
c) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos
Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, dada la previsión de aumento de
demanda en la Zona, especialmente en la Zona Escondida-Zaldívar, durante la realización de este
mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2
produce una sobrecarga en las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y O’Higgins-Domeyko, aproximadamente
de un 10% y 5% para el peor caso, respectivamente.
Además, para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 Para permitir el abastecimiento de los consumos que se alimentan desde S/E Capricornio se debe
modificar la topología habitual de operación del SI. Producto de la demanda proyectada para la Zona de
Esmeralda, Antofagasta y Alto Norte, la forma usual de realizar este mantenimiento, esto es, cerrando la
Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta en S/E Antofagasta, cerrando paño H4 de S/E Esmeralda y abriendo
paño H1 de S/E Antofagasta (Línea 110 kV Antofagasta-Capricornio) y paño H3 de S/E Alto Norte (línea
110 kV Alto Norte-Antofagasta), produce sobrecarga en un 11% de la Línea 220 kV Atacama-Esmeralda.
La tensión de la Zona de Alto Norte se puede regular gracias al cambiador de tap del transformador
220/110 kV de S/E Esmeralda. Debido a lo anterior, las alternativas para realizar este mantenimiento
pueden ser:
- Abrir puentes en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, de manera de mantener abastecida la
zona de Alto Norte desde Capricornio como corresponde a la topología usual.
- Realizar este mantenimiento en condiciones de baja demanda en la zona Capricornio-Alto NorteMejillones-Esmeralda, para evitar que en condiciones normales de operación, sin abrir puentes en la
Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos y realizando las modificaciones topológicas para abastecer la
Zona desde S/E Esmeralda y Mejillones, se produzcan las sobrecargas descritas en la Línea 220 kV
Atacama-Esmeralda y eventualmente en el Transformador Esmeralda 220/115/13.8 kV.
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 Se recomienda realizar este mantenimiento considerando que no se superen los 750 MW de generación
bruta de las unidades conectadas en S/E Chacaya. Esto debido a que la desconexión intempestiva de las
Líneas indicadas, podría producir post-contingencia la sobrecarga de las Líneas 220 kV MejillonesO’Higgins y 220 KV O’Higgins-Domeyko.
 Post contingencia, se observa que si la Central Atacama se encuentra despachada, la apertura
intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones en torno a 0.90 pu en las
barras de 220 kV de la Zona Escondida-Zaldívar y Mejillones. En este caso se recomienda incrementar la
tensión adoptando las siguientes medidas:
- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.
- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
 Las medidas señaladas anteriormente deben ser analizadas mediante un ECP que considere las
condiciones del sistema en el momento de realizar la desconexión.
d) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-El Cobre circuito N°1 o N°2
Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, dada la previsión de aumento de
demanda en la Zona, especialmente en la Zona Escondida-Zaldívar, durante la realización de este
mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2
o en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, produce una sobrecarga en las Líneas 220 kV MejillonesO’Higgins y O’Higgins-Domeyko, aproximadamente de un 8% y 4% para el peor caso, respectivamente. Para
este mantenimiento, una contingencia en la Línea 220 kV Laberinto-El Cobre, produce tensiones en las SSEE
Esperanza y El Tesoro en torno a 0.9 pu, lo que puede ocasionar pérdida de consumos en la Zona. Para la
realización de este mantenimiento, se recomienda:
 No superar los 750 MW de generación bruta en S/E Chacaya cuando se realice este mantenimiento. Esto
debido a que la desconexión intempestiva de las Líneas indicadas, podría producir post-contingencia la
sobrecarga de las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y 220 KV O’Higgins-Domeyko.
 Post contingencia, se observa que si la Central Atacama se encuentra despachada, la apertura
intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones en torno a 0.90 pu en las
barras de 220 kV de la Zona Escondida-Zaldívar y Mejillones. En este caso se recomienda incrementar la
tensión adoptando las siguientes medidas:
- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.
- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
 Se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente con una
disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
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e) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Laberinto circuito N°1 o N°2
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
f) Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Laberinto
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
g) Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
h) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
i) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Para este mantenimiento, se verifica que una contingencia en la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2,
produce tensiones en las SSEE Esperanza y El Tesoro en torno a 0.9 pu, lo que puede ocasionar pérdida de
consumos en la Zona.
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 Se recomienda no superar los 750 MW de generación bruta en S/E Chacaya cuando se realice este
mantenimiento. Esto debido a que la desconexión intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos
Blancos podría producir post-contingencia la sobrecarga de las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y 220
KV O’Higgins-Domeyko.
 Post contingencia, se observa que si la Central Atacama se encuentra despachada, la apertura
intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones en torno a 0.90 pu en las
barras de 220 kV de la Zona Escondida-Zaldívar y Mejillones. En este caso se recomienda incrementar la
tensión adoptando las siguientes medidas:
- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.
- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
 Se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento con alguna de las unidades Central
Atacama despachadas y/o de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona
afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
j) Mantenimiento Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 Se recomienda realizar este mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas
y/o de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida
y Mejillones) y con el equipo SVC de S/E Domeyko en servicio. Esto debido a que en Estado Normal, con
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generación en Central Atacama se tienen tensiones en el rango de alerta establecido en la NT en las
Barras de la Zona Escondida-Zaldívar.
 Post contingencia de un circuito de la Línea 220 kV Atacama-Domeyko, se observan tensiones fuera del
límite del estado de emergencia establecido en NT en la Zona Escondida-Zaldívar (en torno a 0.88-0.9
pu). En este caso se recomienda incrementar la tensión considerando las siguientes medidas:
- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.
- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
k) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 Se recomienda realizar este mantenimiento con alguna de las unidades de Central Atacama despachada
y/o de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida
y Mejillones) y con el equipo SVC de S/E Domeyko en servicio. Esto debido a que en Estado Normal (sin
contingencia), con generación en Central Atacama, se tienen tensiones en el límite del rango establecido
en NT para estado de emergencia en las barras de la Zona Escondida-Zaldívar y Mejillones, en torno a
0.90-0.93 pu.
 Se recomienda no superar los 780 MW de generación bruta en S/E Chacaya cuando se realice este
mantenimiento. Esto debido a que la desconexión intempestiva de la Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
podría producir, post contingencia una sobrecarga en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos.
 Post contingencia, se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas:
- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.
- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
 Se debe controlar el aporte de reactivos de las unidades de S/E Chacaya Central Norgener, ya que ante
la ocurrencia de ciertas contingencias, sus unidades quedan con un aporte de potencia reactiva cercano
a su límite máximo.
l) Mantenimiento Línea 220 kV Nueva Zaldívar-OGP1
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
m) Mantenimiento Línea 220 kV Domeyko-OGP1
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
n) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
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 Se recomienda realizar este mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas y
coincidente con baja demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones) y con el equipo SVC
de S/E Domeyko en servicio. Esto debido a que en Estado Normal (sin contingencia), se verifican
tensiones en las barras de la Zona Escondida-Zaldívar, en torno a 0.94-0.95 pu. Adicionalmente, en el
caso en que la Central Atacama se encuentra despachada con un ciclo completo, se observa que post
contingencia de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones, las tensiones en la Zona Escondida-Zaldívar y
Mejillones quedan fuera del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia, en torno a 0.880.90 pu.
 Se verifica que la contingencia simple del circuito de la Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar que no se
encuentre en mantenimiento, produce una sobrecarga de un 18% en la Línea 220 kV MejillonesO’Higgins y de un 13% para la Línea O’Higgins-Domeyko, además de obtenerse tensiones fuera del rango
de emergencia establecido en NT para la Zona de Escondida-Zaldívar.
 Post contingencia, se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas:
- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.
- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
o) Mantenimiento Línea 220 kV Atacama-Domeyko circuito N°1 o N°2
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 Se recomienda realizar dicho mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas y
coincidente con baja demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones) y con el equipo SVC
de S/E Domeyko en servicio. Lo anterior mejorará las tensiones en la Zona, ya que en Estado Normal (sin
contingencia), con generación en Central Atacama, se tienen tensiones en la Zona Escondida-Zaldívar en
torno a 0.94 pu. Adicionalmente, considerando la Central Atacama despachada, frente a determinadas
contingencias, se presentan tensiones fuera del límite del rango establecido en la NT para el estado de
Emergencia en las barras de la Zona Escondida-Zaldívar y Mejillones, en torno a 0.86-0.89 pu, siendo la
contingencia más crítica la desconexión de las Líneas 220 kV Chacaya-Mejillones, Mejillones-O’Higgins o
el circuito Atacama-Domeyko que permanece en servicio.
 Post contingencia, se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas:
- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.
- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
p) Mantenimiento Línea 220 kV Atacama-Encuentro circuito N°1 ó N°2
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
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 Restringir la generación de Central Atacama a un valor inferior a 500 MW brutos aproximadamente,
dado que con una generación mayor, ante la desconexión intempestiva del otro circuito de la Línea 220
kV Atacama-Encuentro es probable la pérdida de sincronismo de las unidades de Central Atacama.
 Se recomienda mantener como condición inicial una tensión alta en las Barras 220 kV Andes y
Mejillones. Esto dado que la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría
tensiones en el límite de rango NT en la zona de Escondida-Zaldívar. De ser esta acción insuficiente se
debe incrementar la tensión con las unidades de Central Atacama.
4.4.3 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA SUR-CORDILLERA
a) Desconexión intempestiva de Transformadores.
Las principales consecuencias de la desconexión intempestiva de transformadores de la Zona Sur Cordillera
(fallas de severidad 8), corresponde a la desconexión del transformador de Esmeralda 220/115/13.8 kV, que
implica la desconexión de los consumos de clientes regulados abastecidos desde la Subestación Esmeralda
(Elecda Antofagasta).
En el caso de la desconexión de transformadores de la zona Zaldívar-Escondida, no se observan efectos
sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos de la zona, sin
impactos relevantes para el sistema.
En el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de las SS/EE El Tesoro o Zaldívar, dada
la previsión de demanda en dichas subestaciones, se podría producir la sobrecarga del transformador no
fallado, desconectándose la totalidad de dichos consumos.
b) Desconexión de secciones de Barra.
Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra en la Zona Sur Cordillera,
corresponden a la asociada a la falla de una sección de la Barra Chacaya 220 kV, Atacama 220 kV o Angamos
220 kV.
En el caso de la falla de una sección de Barra Chacaya 220 kV, se produciría la pérdida de generación de las
unidades de la Central Chacaya conectadas a la sección 1 o 2 de la Barra. Lo anterior, dependiendo de las
unidades que se encuentren en servicio, podría representar la pérdida de alrededor de 460 MW de
generación (generación conjunta de las unidades CTM1, CTM2 y CTA en la sección N°1 de la Barra o
generación conjunta de las unidades CTM3 TG+TV y CTH en la sección N°2 de la Barra). Lo anterior implicaría
la desconexión de hasta el sexto escalón del esquema EDAC.
Un caso similar, pero con consecuencias menores en lo que respecta a la operación del esquema EDAC,
corresponde a la desconexión de alguna sección de la Barra Atacama 220 kV o Angamos 220 kV, lo cual
podría implicar la operación de hasta el cuarto escalón el EDAC, al desconectarse un ciclo completo de la
Central Atacama o una unidad de la Central Angamos.
Para el caso de la desconexión de la sección N°2 de barra de S/E Laberinto, se verifica la sobrecarga de las
Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y O’Higgins-Domeyko en un 8% y un 3% respectivamente.
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En cuanto a las barras de retiros, la desconexión de la sección N°2 de S/E El Cobre tiene como consecuencia
la sobrecarga de la Línea 220 kV El Cobre-Esperanza N°1, mientras que las barras de 220 kV de las SS/EE
Esperanza, El Tesoro y Gaby quedan con tensiones fuera del rango establecido para el estado de emergencia
en NT, quedando con tensiones en torno a 0.83-0.87 pu. Lo anterior, podría ocasionar el desprendimiento
de consumos asociados a dichas subestaciones producto de la operación de protecciones de subtensión en
los equipos de procesos mineros.
Con respecto a la desconexión de la sección N°2 de S/E Domeyko, esta tiene como principal consecuencia la
desconexión del equipo SVC de 120 Mvar, por lo cual las tensiones en la Zona de Escondida-Zaldívar quedan
en torno a 0.93 pu, siendo el caso más crítico la barra de 220 kV de S/E Laguna Seca cuya tensión queda en
torno a 0.9 pu.
Post contingencia, se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas:
- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina
y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.
- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.
- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la
zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
Las desconexiones de secciones de barra de las zona de Escondida, implica desprendimiento de los
consumos que se abastecen de las respectivas secciones de barra. El desprendimiento mayor se produce al
desconectarse la sección N°1 de la Barra Domeyko 220 kV, lo que implica la desconexión de los consumos
abastecidos desde S/E Laguna Seca (alrededor de 160 MW).
Para el caso de la desconexión de alguna sección de barra de la subestaciones Laberinto u O’Higgins, se
presentan tensiones en torno a los 0.93 pu en las barras de las subestaciones de zona de Escondida, las
cuales se encuentran dentro de los rangos permitidos para el estado de emergencia según lo estipulado en
NT. Con respecto a la desconexión de la sección N°1 de barra de S/E Nueva Zaldívar, esta contingencia,
dependiendo de la demanda del proyecto OGP1 de Minera Escondida, puede significar la sobrecarga de las
Líneas de 220 kV Mejillones-O’Higgins y Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko
4.5 CASOS CONSIDERANDO TOPOLOGÍA DEL AÑO 2016
4.5.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS
Para el año 2016, en el caso sin mantenimientos ni desconexiones programadas, se debe limitar la
generación de las unidades de Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos, ya que ante la
ocurrencia de fallas en las líneas 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos,
o Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins presentaría
sobrecargas. Esta limitación es independiente de la generación de las unidades de las Centrales Kelar o
Atacama.
Para los casos analizados, dados los importantes cambios topológicos en el sistema de transmisión en la
Zona, indicados en la sección 3.2.2 del presente informe, no se prevén problemas de tensión en la Zona de
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Escondida-Zaldívar, aún en el caso de presentarse una contingencia simple bajo el escenario más exigente,
esto es demanda máxima en la zona (en torno a 670 MW) y considerando fuera de servicio las centrales
Kelar y Gasatacama, y mantenimiento simultáneo del SVC de S/E Domeyko, además de no presentarse
problemas de sobrecarga en el sistema de transmisión, salvo una leve sobrecarga en la Línea 220 kV
Mejillones-O’Higgins (de 4%) cuando ocurre una contingencia de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos y
todas las centrales conectadas en Chacaya se encuentran generando.
Cabe mencionar que para todos los casos de mantenimiento analizados, no se consideró el despacho de
unidades de la central Gasatacama ni de la Central Kelar, por considerarse este un escenario más exigente
para la Zona en análisis.
4.5.2 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS
Para escenarios de operación específicos, y condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión de la
zona Sur-Cordillera, se debe evaluar si es necesario restringir la inyección en S/E Chacaya de modo de evitar
la presencia de sobrecargas en el Sistema de Transmisión. Cabe destacar que estas restricciones de
inyección de generación, las cuales dependerán del nivel de Generación en Central Atacama, Central
Angamos, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina, Hornitos y Central Kelar, deben ser revisadas y
ajustadas de ser necesario, mediante un ECP que considere las condiciones del sistema en el momento de
realizar el mantenimiento.
a) Mantenimiento equipo SVC 120 MVAr S/E Domeyko
Para la realización de este mantenimiento, no se consideró el despacho de unidades de las Centrales Kelar y
Gasatacama. Ante este escenario, se observa para el caso sin contingencia, tensiones en torno a 0.95 pu en
la Zona de Escondida-Zaldívar, siendo la contingencia más crítica la desconexión de la Línea 220 kV
O’Higgins-Domeyko, en cuyo caso las tensiones quedan en torno a 0.92 pu en la Zona de Escondida-Zaldívar.
Debido a lo anterior, se recomienda realizar este mantenimiento con algunas de las unidades de la central
Gasatacama o Kelar en servicio, o con la Línea de 345 kV Salta-Andes conectada en vacío en la S/E Andes o
coincidente con baja demanda en la Zona.
b) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Crucero
Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, durante la realización de este
mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos,
Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2 o en la Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos, produce una
sobrecarga en la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins de un 15%, 8% y un 3% para cada contingencia
respectivamente. Para la realización de este mantenimiento, se recomienda limitar la generación bruta en
S/E Chacaya a un valor en torno a los 635 MW, de manera de prevenir la peor sobrecarga detectada.
Adicionalmente, se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente
con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos
Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, durante la realización de este
mantenimiento, se verifica una sobrecarga de un 4% en la Línea Mejillones-O’Higgins, para el caso sin
contingencias. La contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2
o de la Línea 220 kV Chacaya-Crucero producen una sobrecarga en la Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins de
un 30% y un 20% respectivamente. Además, para realizar este mantenimiento se debe considerar lo
siguiente:
c)
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 Para permitir el abastecimiento de los consumos que se alimentan desde S/E Capricornio se debe
modificar la topología habitual de operación del SI. Producto de la demanda proyectada para la Zona de
Esmeralda, Antofagasta y Alto Norte, la forma usual de realizar este mantenimiento, esto es, cerrando la
Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta en S/E Antofagasta, cerrando paño H4 de S/E Esmeralda y abriendo
paño H1 de S/E Antofagasta (Línea 110 kV Antofagasta-Capricornio) y paño H3 de S/E Alto Norte (línea
110 kV Alto Norte-Antofagasta), produce sobrecarga en un 17% de la Línea 220 kV Atacama-Esmeralda.
La tensión de la Zona de Alto Norte se puede regular gracias al cambiador de tap del transformador
220/110 kV de S/E Esmeralda. Debido a lo anterior, las alternativas para realizar este mantenimiento
pueden ser:
- Abrir puentes en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, de manera de mantener abastecida la
zona de Alto Norte desde Capricornio como corresponde a la topología usual.
- Realizar este mantenimiento en condiciones de baja demanda en la zona Capricornio-Alto NorteMejillones-Esmeralda, para evitar que en condiciones normales de operación, sin abrir puentes en la
Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos y realizando las modificaciones topológicas para abastecer la
Zona desde S/E Esmeralda y Mejillones, se produzcan las sobrecargas descritas en la Línea 220 kV
Atacama-Esmeralda y eventualmente en el Transformador Esmeralda 220/115/13.8 kV.
 Para la realización de este mantenimiento, se recomienda limitar la generación bruta en S/E Chacaya a
un valor en torno a los 690 MW de manera de prevenir la peor sobrecarga detectada. Esto debido a que
la desconexión intempestiva de las Líneas indicadas, podría producir post-contingencia la sobrecarga de
las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y 220 KV O’Higgins-Domeyko.
 Las medidas señaladas anteriormente deben ser analizadas mediante un ECP que considere las
condiciones del sistema en el momento de realizar la desconexión.
d) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-El Cobre circuito N°1 o N°2
Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, durante la realización de este
mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos,
Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2 o en la Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos, produce una
sobrecarga en la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins de un 25%, 21% y un 14% para cada contingencia
respectivamente. Para la realización de este mantenimiento, se recomienda limitar la generación bruta en
S/E Chacaya a un valor en torno a los 605 MW de manera de prevenir la peor sobrecarga detectada.
Adicionalmente, se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente
con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Laberinto circuito N°1 o N°2
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
e)
Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Laberinto
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
f)
Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
g)
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h) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
i)
Mantenimiento Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
j)
Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
k)
Mantenimiento Línea 220 kV Nueva Zaldívar-OGP1
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
l)
m) Mantenimiento Línea 220 kV Domeyko-OGP1
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
n) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2
Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, durante la realización de este
mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2
o en la Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar que permanezca en servicio, produce una ligera sobrecarga en
la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins en torno al 1%. Para la realización de este mantenimiento, se
recomienda no superar los 700 MW de generación bruta en S/E Chacaya. Adicionalmente, se deberá evaluar
la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente con una disminución de la demanda
en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
o) Mantenimiento Línea 220 kV Atacama-O’Higgins circuito N°1 o N°2
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
p) Mantenimiento Línea 220 kV Atacama-Encuentro circuito N°1 ó N°2
La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin
Mantenimiento.
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q) Mantenimiento Línea 220 kV Kapatur-O’Higgins circuito N°1 ó N°2
Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, durante la realización de este
mantenimiento, la contingencia simple en el circuito en servicio de la Línea 220 kV Kapatur-O’Higgins
produce una sobrecarga en la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins en torno al 11%. Para la realización de este
mantenimiento, se recomienda no superar los 605 MW de generación bruta en S/E Chacaya.
Adicionalmente, se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente
con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).
r)
Mantenimiento Línea 220 kV Kelar-Kapatur circuito N°1 ó N°2
Para este mantenimiento, en caso de contingencia del circuito de la Línea 220 kV Kelar-Kapatur que se
encuentre en servicio, se pierde la generación de la Central Kelar, lo cual ocasiona la operación del esquema
EDAC. Al realizar este mantenimiento, se recomienda limitar la inyección de la Central Kelar al máximo
establecido en la PO de potencia máxima de despacho.
4.5.3 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA SUR-CORDILLERA
a) Desconexión intempestiva de Transformadores.
Las principales consecuencias de la desconexión intempestiva de transformadores de la Zona Sur Cordillera
(fallas de severidad 8), corresponde a la desconexión del transformador de Esmeralda 220/115/13.8 kV, que
implica la desconexión de los consumos de clientes regulados abastecidos desde la Subestación Esmeralda
(Elecda Antofagasta).
En el caso de la desconexión de transformadores de la zona Zaldívar-Escondida, no se observan efectos
sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos de la zona, sin
impactos relevantes para el sistema.
En el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de las SS/EE El Tesoro o Zaldívar, dada
la previsión de demanda en dichas subestaciones, se podría producir la sobrecarga del transformador no
fallado, desconectándose la totalidad de dichos consumos.
b) Desconexión de secciones de Barra.
Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra en la Zona Sur Cordillera,
corresponden a la asociada a la falla de una sección de la Barra Chacaya 220 kV, Atacama 220 kV o Angamos
220 kV.
En el caso de la falla de una sección de Barra Chacaya 220 kV, se produciría la pérdida de generación de las
unidades de la Central Chacaya conectadas a la sección 1 o 2 de la Barra. Lo anterior, dependiendo de las
unidades que se encuentren en servicio, podría representar la pérdida de alrededor de 460 MW de
generación (generación conjunta de las unidades CTM1, CTM2 y CTA en la sección N°1 de la Barra o
generación conjunta de las unidades CTM3 TG+TV y CTH en la sección N°2 de la Barra). Lo anterior implicaría
la desconexión de hasta el quinto escalón del esquema EDAC.
Un caso similar, pero con consecuencias menores en lo que respecta a la operación del esquema EDAC,
corresponde a la desconexión de alguna sección de la Barra Atacama 220 kV o Angamos 220 kV, lo cual
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podría implicar la operación de hasta el tercer escalón el EDAC, al desconectarse un ciclo completo de la
Central Atacama o una unidad de la Central Angamos.
En cuanto a las barras de retiros, la desconexión de la sección N°2 de S/E El Cobre tiene como consecuencia
la sobrecarga de la Línea 220 kV El Cobre-Esperanza N°1, mientras que las barras de 220 kV de las SS/EE
Esperanza, El Tesoro y Gaby quedan con tensiones fuera del rango establecido para el estado de emergencia
en NT, quedando con tensiones en torno a 0.8 pu. Lo anterior, podría ocasionar el desprendimiento de
consumos asociados a dichas subestaciones producto de la operación de protecciones de subtensión en los
equipos de procesos mineros.
Con respecto a la desconexión de la sección N°2 de S/E Domeyko, esta tiene como principal consecuencia la
desconexión del equipo SVC de 120 Mvar.
Las desconexiones de secciones de barra de las zona de Escondida, implica desprendimiento de los
consumos que se abastecen de las respectivas secciones de barra. El desprendimiento mayor se produce al
desconectarse la sección N°1 de la Barra Domeyko 220 kV, lo que implica la desconexión de los consumos
abastecidos desde S/E Laguna Seca (alrededor de 120 MW) Dada la incorporación del sistema de
transmisión de SITRAMEL, la contingencia en la sección N°1 de S/E Nueva Zaldívar no produce efectos
relevantes en el sistema.
4.6 SENSIBILIDAD ESCENARIO ZONA SUR CORDILLERA CON INTERCONEXIÓN SADI
A partir de los resultados obtenidos para la Zona Sur-Cordillera del SING, se ha realizado una sensibilidad,
considerando la interconexión con el SADI a través de la Línea 345 kV Andes-Salta. De acuerdo a lo indicado
en el Decreto N°7 de 2015 del Ministerio de Energía publicado en el Diario Oficial, se consideraron los
siguientes casos en distintas configuraciones de generación, siempre privilegiando establecer los casos más
críticos para el sistema:
- Exportación desde el SING hacia el SADI, con 200 MW, utilizando Unidad CTM3 de forma dedicada.
- Exportación desde el SING hacia el SADI, con 200 MW, utilizando Unidad Kelar de forma dedicada.
- De manera adicional, se ha considerado un caso de Importación desde el SADI hacia el SING, con 170
MW.
4.6.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS
Considerando que la exportación hacia el SADI se realiza con la unidad CTM3, es decir, con todas las
unidades de S/E Chacaya generando, en estado normal, esto es, sin mantenimiento y sin falla en el sistema,
se produce una carga de la Línea 220kV Mejillones-O’Higgins de un 95%. Por lo tanto, bajo este escenario, es
muy posible que ante cualquier falla en el sistema, en especial en las Líneas de 220 kV que evacuan la
generación de las unidades de S/E Chacaya o en la Zona de Minera Escondida, esta línea sobrepase su
capacidad.
En efecto, según los resultados de los casos analizados, para las fallas de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre
N°1 o N°2, Línea 220 kV Chacaya-Capricornio o Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos, se producen
sobrecargas de la Línea 220kV Mejillones-O’Higgins en un 15%, 20% y 11% respectivamente.
Para fallas en las Líneas 220 kV Kapatur-O'Higgins N°1 o N°2 y Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, las
sobrecargas presentadas si bien existen, son menores: 0.3% y 4% respectivamente. Finalmente, para una
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contingencia en alguno de los nuevos circuitos de la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko, no se presentan
congestiones en el sistema.
Lo anterior, es debido principalmente al cambio topológico en el sistema SITRAMEL descrito en el punto
3.2.2 (que reduce la impedancia equivalente del corredor de transmisión que va desde Chacaya hasta
Domeyko, pero mantiene la capacidad térmica de las líneas que lo componen), y en menor medida, al
aumento de demanda de la Zona de Escondida. De esta manera, debido al cambio topológico de la zona SurCordillera y la exportación hacia el SADI con la unidad CTM3, no se estaría cumpliendo el criterio N-1 en las
Líneas de transmisión que evacuan la generación de las unidades de la S/E Chacaya.
Una solución operativa que permitiría a las centrales que inyectan en la S/E Chacaya operar sin restricciones,
sería la adecuación del EDAGxCE existente en la S/E Chacaya, y que hoy en día no se encuentra habilitado.
Mientras, la exportación al SADI mediante la unidad CTM3, deberá realizarse en niveles inferiores a 200
MW.
Por otro lado, con la conexión de la Línea 345 kV Salta-Andes más la incorporación del SVC de S/E Domeyko,
no se detectan problemas de tensión en ninguna barra de la zona.
Considerando que la exportación hacia el SADI se realiza con las unidades de la Central Kelar, no se detectan
problemas en el sistema de transmisión del SING.
Finalmente, se analiza la falla del enlace de interconexión con el SADI. Esto se realizó para dos escenarios de
transferencias: uno de importación de 170 MW desde el SADI, y otro de exportación de 200 MW hacia el
SADI con la unidad CTM3 dedicada. Así, se observa lo siguiente:
1. Para el caso de importación desde el SADI, la falla produce una baja de frecuencia que hace operar
hasta el segundo escalón de EDAC.
2. Para el caso de exportación hacia el SADI con la unidad CTM3, la falla hace que la frecuencia llegue a
los 50.9 Hz, sin producir desconexiones de ningún tipo.
3. En ambos casos, el hecho de que la unidad U16 se encuentre en servicio es primordial para absorber
las fluctuaciones de potencia activa producidas por la pérdida del enlace de interconexión.
4.6.2 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS
Para los siguientes casos de mantenimiento se consideró un escenario de exportación de generación de 200
MW, con la unidad CTM3 dedicada.
Los escenarios de operación con condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión de la zona SurCordillera analizados, considerando además la interconexión con el SADI, son:
a) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Crucero
Las contingencias analizadas fueron en las Líneas 220kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Chacaya-Capricornio y
Laberinto-Mantos Blancos, obteniendo sobrecargas de la Línea 220 kV Mejillones-O'Higgins de 22%, 29% y
18% respectivamente.
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b) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-El Cobre circuito N°1 o N°2
Las fallas analizadas fueron en las Líneas 220kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Chacaya-Capricornio,
Laberinto-Mantos Blancos y Laberinto-El Cobre, obteniendo para todos los casos sobrecargas de la Línea 220
kV Mejillones-O'Higgins de 44.3%, 49.3%, 37.4% y 6.3% respectivamente.
Además de lo anterior, para las fallas de las Líneas 220kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Chacaya-Capricornio y
Laberinto-Mantos Blancos se produce sobrecarga en la Línea 220kV Chacaya-Mejillones de 9.1%, 12.9% y
4.1% respectivamente.
La falla de la Línea 220kV El Cobre-Laberinto, produce que la tensión en las barras de las SS/EE El Cobre,
Gaby, El Tesoro y Esperanza, llegue a 0.88 pu, por debajo del límite permitido incluso para el Estado de
Emergencia. Lo anterior puede provocar desprendimiento de consumo en la zona.
El amortiguamiento ante estas contingencias (medido en el enlace de 345 kV Salta-Andes) es regular, y malo
en el caso de la falla de la Línea 220kV El Cobre-Laberinto.
c) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2
Las fallas analizadas fueron en las Líneas 220kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o
N°2 y Andes-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, obteniendo para todos los casos sobrecargas de la Línea 220 kV
Mejillones-O'Higgins de 22.7%, 20.5% y 5% respectivamente.
Además de lo anterior, para una contingencia en alguno de los circuitos de la nueva Línea 220kV O’HigginsDomeyko y Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, se produce sobrecarga en la Línea 220kV O’HigginsDomeyko de 14% y 17.2% respectivamente.
El amortiguamiento ante estas contingencias (medido en el enlace de 345 kV Salta-Andes) malo en el caso
de la falla de alguno de los circuitos de la nueva Línea 220kV O’Higgins-Domeyko.
d) Mantenimiento Línea 220 kV Kapatur-O’Higgins circuito N°1 o N°2
Las fallas analizadas fueron en las Líneas 220kV Kapatur-O’Higgins y Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, obteniendo
para ambos casos sobrecargas de la Línea 220 kV Mejillones-O'Higgins de 19.3% y 18.2% respectivamente.
e) Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Nueva Zaldívar N°1 o N°2
Las contingencias analizadas fueron en la Línea 220 kV Andes-Nueva Zaldívar que permanece en servicio,
obteniendo una sobrecarga de la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins de un 2%.
f) Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Laberinto
Las contingencias analizadas fueron en las Líneas 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2 y Nueva
O’Higgins-Domeyko N°1 o N°2, obteniendo para el primer caso sobrecarga de la Línea 220 kV MejillonesO’Higgins de un 8% y para el segundo caso sobrecarga de la Línea 220 kV Nueva O’Higgins-Domeyko de un
5%.
g) Mantenimiento SVC S/E Domeyko
Al encontrarse en mantenimiento este dispositivo, las tensiones de la zona de Escondida en Estado Normal
bordean los 0.95 pu, en particular en las SSEE 220kV Escondida, Domeyko, Laguna Seca, Sulfuros, Óxidos,
Zaldívar y OGP1.
Al realizar cualquier falla en el sistema, las tensiones no disminuyen de los 0.95 en pu, por encontrarse el
sistema conectado al SADI.
La regulación ante estas fallas es regular para todos los casos analizados.
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4.6.3 FALLAS EN BARRAS DE LA ZONA SUR-CORDILLERA
a) Desconexión de secciones de Barra.
Se verificó la desconexión de barra de la sección 1 de S/E Chacaya, lo que implicó la desconexión de 450 MW
de generación aproximadamente, de las unidades CTA, CTM1 y CTM2. Esto se realizó para dos sub
escenarios: uno de importación de generación desde el SADI de 170 MW, y otro de exportación de
generación hacia el SADI de 200 MW con la unidad CTM3 dedicada.
Para el caso de importación desde el SADI, el sistema presenta una buena amortiguación de las oscilaciones,
sin embargo es importante poner atención a las oscilaciones de la transferencia de la Línea 345 kV SaltaAndes, ya que pueden llegar a un máximo de 500 MW aproximadamente. Luego del despeje de la falla,
volviendo al estado estacionario, es el SADI el que aporta la mayor parte de la generación desconectada del
SING, llegando a transferencias de 400 MW aproximadamente.
En el caso de exportación de generación hacia el SADI, con la unidad CTM3, se tienen resultados similares. El
sistema presenta también una buena amortiguación de las oscilaciones, se tienen oscilaciones de
transferencias de la Línea 345 kV Salta-Andes con un peak de 500 MW aproximadamente, y en este caso, al
volver a un régimen estacionario, nuevamente es el SADI el que aporta la generación desconectada del
SING, invirtiendo el flujo de la línea.
4.7 ZONA CENTRO
La Zona Centro del SING, corresponde a las instalaciones ubicadas en torno las subestaciones Crucero y
Encuentro. Un aspecto fundamental de esta zona, es que comprende las instalaciones que abastecen de
energía los consumos de las divisiones Radomiro Tomic, Chuquicamata y Ministro Hales de Codelco, Minera
El Abra, Minera Sierra Gorda y Minera Spence, así como las ciudades de Calama y sus alrededores.
Los principales centros de generación de esta zona corresponden a las unidades de generación de la Central
Tocopilla, Central Norgener y el proyecto Central Cochrane, así como la incorporación de un polo de
generación ERNC en S/E Calama (Valle de los Vientos y los parque solares que componen el proyecto San
Pedro) y los proyectos fotovoltaicos Finis Terrae y Blue Sky que se conectarán a la S/E Encuentro a través de
la línea 220 kV Encuentro-Rande.
Cabe mencionar con respecto a la topología de la Zona, que la Línea de 3 puntas 220 kV AngamosEncuentro-Laberinto se mantendrá operativa hasta que entre en servicio la Central Cochrane con su sistema
de transmisión correspondiente a la Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro.
A continuación se analizan casos con y sin mantenimiento de las líneas que abastecen la Zona Centro del
SING.
4.7.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS
La primera restricción asociada a la Zona Centro, se refiere a lo establecido en la Política de Operación que
define un valor máximo para la evacuación de potencia desde S/E Central Tocopilla (Política de Operación CT
Tocopilla), la cual establece lo siguiente:
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 Se debe limitar la transferencia de potencia por las Líneas 220 kV Central Tocopilla-Crucero 6A y 7A,
para evitar una sobrecarga en uno de sus circuitos ante la desconexión del otro. Considerando el EDAG
de Central Termoeléctrica Tocopilla operativo, la transferencia de potencia por cada circuito de la Línea
220 kV Central Tocopilla-Crucero se debe limitar a 245 MW. En el caso que el EDAG de Central Tocopilla
no se encuentra operativo, la transferencia de potencia por cada circuito de la Línea 220 kV Central
Tocopilla-Crucero se debe limitar a 210 MW.
 Se debe limitar la transferencia de potencia por la Línea 110 kV Central Tocopilla-A N°1 y N°2, Línea 110
kV Central Tocopilla-Central Diesel Tamaya N°3 y N°4, Línea 110 kV Central Diesel Tamaya-Salar y Línea
110 kV Central Diesel Tamaya-A a 65 MW por línea, esto con el fin de evitar que las protecciones de
distancia 21/21N de las líneas 110 kV operen de manera indeseada frente a fallas externas36.
Adicionalmente, se verifica que la Política de Operación de la Zona Centro vigente37, la cual se refiere a la
máxima transferencia de potencia que permite cumplir con el Criterio N-1 en la Línea 220 kV CruceroEncuentro Circuito N°1 y N°2, pierde su vigencia, dado que los proyectos previstos para el horizonte de
evaluación subsanan la problemática de esta zona. Los principales proyectos a considerar son la ampliación
de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro38, proyectada para septiembre de 2015, de acuerdo a lo informado
por el Coordinado Transelec S.A. y la entrada en servicio de la Central Cochrane durante el año 2016,
inyectando directamente en S/E Encuentro a través de una línea de doble circuito. En función de lo anterior,
la Política de Operación deberá ser revisada previamente a la energización de las instalaciones mencionadas
de manera de establecer las nuevas condiciones operacionales si es que fuese necesario.
Independiente del resultado que se obtenga de los análisis realizados en la nueva Política de operación, la
problemática de la zona centro se estima debiese ser solucionada una vez que pongan en servicio las obras
de ampliación definidas en S/E Encuentro, de acuerdo a lo establecido en el Plan de Expansión del Sistema
de Transmisión Troncal, período 2013-201439.
Por otro lado, la conexión de Centrales ERNC en zonas que no cuentan con un sistema de transmisión
robusto, pueden producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia ante contingencias simples en
ciertas líneas de transmisión. Tal es el caso de:
 Central Valle de los Vientos y el complejo fotovoltaico San Pedro, conectados a la S/E Calama y al
resto del sistema a través de la Línea 220 kV Salar-Calama, línea que en caso de producirse una
contingencia, produciría la desconexión de dichas centrales y, dependiendo del nivel de generación
que tengan al momento de la desconexión, se estima se podría producir la operación del esquema
EDAC por subfrecuencia hasta el primer Escalón.
 Los Parque Fotovoltaicos Finis Terrae y Blue Sky, conectados a S/E Encuentro a través de la línea 220
kV Rande-Encuentro. La ocurrencia de una contingencia en dicha línea provocaría la desconexión
de dichas Centrales, y dependiendo de su nivel de generación al momento de la desconexión se
podría producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia hasta el tercer Escalón del EDAC.
36
Falla en líneas de transmisión adyacentes a las de interés, asociadas a los consumos Chuquicamata y Calama.
Según documento D-SDO-04-V02 “Política de Operación: Restricciones de Seguridad en la Zona Centro”.
38
Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2012-2013 aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°310 de
2013.
39
Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2013-2014 aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°17 de
2014.
37
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Adicionalmente, se ha detectado que, dada la conexión de proyectos de generación y consumos en la Barra
Encuentro 220 kV, y bajo ciertos escenarios operativos, podrían existir problemas de sobrecarga en ciertos
tramos de ésta. En consecuencia, una vez publicado el presente Estudio, y previo a la entrada de nuevos
proyectos en esta instalación, se realizará un análisis detallado de la capacidad de la Barra 220 kV de S/E
Encuentro, lo que eventualmente podría dar origen a una política de operación si fuese necesario.
4.7.2 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS
En general las restricciones de esta zona son muy dependientes de la combinación de unidades de la Central
Tocopilla en servicio, en particular si la unidad U16 se encuentra despachada o no. Por lo tanto es
recomendable analizar las restricciones según las condiciones particulares del momento mediante la
realización del respectivo ECP.
a) Mantenimiento Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero, circuito 6A o 7A
En el caso de mantenimiento de un circuito de la línea en cuestión, se pueden producir problemas de
estabilidad frente a la apertura del otro circuito de esta línea, situación que es dependiente del despacho de
unidades en la Central Termoeléctrica Tocopilla. Para evitar lo anterior se debe considerar lo siguiente:
 Se debe restringir la generación en la barra de 220 kV de Central Termoeléctrica Tocopilla con el fin de
que no se sobrecarguen los ATR 220/110/13.8 kV y los Booster 110/110 kV ante falla en el circuito de la
Línea 220 kV Tocopilla-Crucero que se encuentre en servicio. En caso que el EDAG de Tocopilla se
encuentre deshabilitado se debe restringir la generación a un valor en torno a los 200 MVA dado que
dicho valor corresponde a la capacidad conjunta del ATR 220/110 /13.8 kV N° 1 y 2 (El Booster 110/110
kV N° 1 y 2 tiene el mismo valor de capacidad). En caso que el EDAG de Tocopilla se encuentre
habilitado, al valor de restricción anterior se suma la generación disponible en el EDAG (unidad U14 o
U15). Adicionalmente, se debe analizar la alternativa de operar con los ATR's de interconexión entre las
barras 220 kV y 110 kV de la Central abiertos en el lado de 220 kV, controlando que el flujo por el
circuito en servicio de la Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero no sea mayor a 330 MW. Las medidas
anteriores corresponden a criterios generales de aplicación, sin embargo este escenario debe ser
analizado a través de un ECP considerando los despachos específicos al momento de realizar la
desconexión.
 En condiciones de pre-falla, se debe controlar permanentemente el flujo por la Líneas 110 kV Central
Tocopilla-A N°1 y N°2, Línea 110 kV Central Tocopilla-Central Diesel Tamaya N°3 y N°4, Línea 110 kV
Central Diesel Tamaya-Salar y Línea 110 kV Central Diesel Tamaya-A no sea superior a 65 MW por línea.
 Adicionalmente, dado el problema detectado de bajo amortiguamiento ante determinados despachos
de la Central Termoeléctrica Tocopilla, se recomienda revisar la sensibilidad del nivel de
amortiguamiento frente a las condiciones de operación presentes, y en caso de ser necesario limitar la
generación en dicha Central.
b) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Chuquicamata
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Crucero-Salar, se presentarían bajas
tensiones en la zona de Chuquicamata, y por lo tanto existiría una alta probabilidad de desprendimiento
de carga en los consumos Chuquicamata y Calama. En caso que lo anterior no ocurriese, dependiendo
de la demanda de los consumos de Chuquicamata y Calama, se pueden producir transferencias
superiores a los 65 MW en las líneas de 110 kV que abastecen la zona, la que deberá ser controlada por
el CDC disminuyendo la generación de Central Tocopilla. En caso de producirse una desconexión masiva
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de los consumos indicados anteriormente, ésta provocaría la actuación del EDAG por Sobrefrecuencia,
controlando los efectos de la falla.

Post-Contigencia se debe chequear que el flujo de cada circuito de la Línea 220 kV Tocopilla-Crucero no
supere los 245 MW y que los circuitos de 110 kV que salen desde S/E Tocopilla no superen los 65 MW.
Debido a la baja tensión que se produce en la zona, las unidades de Central Tocopilla pueden quedar
generando reactivos al límite de su capacidad.
c) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Salar
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Crucero-Chuquicamata, se
presentarían bajas tensiones en la zona de Chuquicamata, y por lo tanto existiría una alta probabilidad
de desprendimiento de carga en los consumos Chuquicamata y Calama. En caso que lo anterior no
ocurriese, dependiendo de la demanda de los consumos de Chuquicamata y Calama, se pueden producir
transferencias superiores a los 65 MW en las líneas de 110 kV que abastecen la zona, la que deberá ser
controlada por el CDC disminuyendo la generación de Central Tocopilla. En caso de producirse una
desconexión masiva de los consumos indicados anteriormente, ésta provocaría la actuación del EDAG
por Sobrefrecuencia, controlando los efectos de la falla.

Post-Contigencia se debe chequear que el flujo de cada circuito de la Línea 220 kV Tocopilla-Crucero no
supere los 245 MW y que los circuitos de 110 kV que salen desde S/E Tocopilla no superen los 65 MW.
Debido a la baja tensión que se produce en la zona, las unidades de Central Tocopilla pueden quedar
generando reactivos al límite de su capacidad.
 En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Salar-Chuquicamata, y no haber
suficiente generación eólica de la Central Valle de los Vientos, podría presentarse una tensión en S/E
Salar 220 kV fuera de los estándares establecidos en la NT. En este caso, se debe cuidar la tensión en
dicha barra mediante el aumento en la consigna de tensión de barras cercanas o bien mediante
desconexión de consumos en la zona, lo que debe ser evaluado considerando las condiciones sistémicas
del momento.
d) Mantenimiento Línea 220 kV Salar-Chuquicamata
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Crucero-Salar, y no haber suficiente
generación eólica de la Central Valle de los Vientos, podría presentarse una tensión en torno a los 0.94
pu en S/E Salar 220 kV, es decir en Estado de Alerta según el estándares establecido en la NT. Se debe
cuidar la tensión en dicha barra mediante el aumento en la consigna de tensión de barras cercanas o
bien mediante desconexión de consumos en la zona, lo que debe ser evaluado considerando las
condiciones sistémicas del momento.
e) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Encuentro circuito N°1 o N°2
Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:
 En el caso de producirse una contingencia y posterior apertura de la Línea de 3 puntas 220 kV AngamosLaberinto-Encuentro, y dependiendo de la disponibilidad y el despacho de las unidades de Central
Atacama y la unidad CTTAR, se podrán presentar sobrecargas en el circuito de la Línea 220 kV CruceroEncuentro que se mantiene en servicio. Con el fin de evitar esta situación se debe evitar programar el
mantenimiento las unidades mencionadas anteriormente simultáneamente con alguno de los circuitos
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de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro. En caso de que lo anterior no pueda respetarse, se deben tomar
las siguientes medidas antes de realizar el mantenimiento de uno de los circuitos:
-
Transferencia del paño J11 correspondiente al consumo de Ministro Hales hacia la sección de barra
N°2 en S/E Encuentro.
-
Apertura del interruptor acoplador de barra en S/E Encuentro (52JS)
Post-contingencia, en caso de que aún tomándose las medidas anteriormente descritas, se presente
sobrecarga en el circuito de la Línea 220 kV Crucero que se mantiene en servicio, se deberá despachar
de manera forzada unidades en Central Atacama o, en caso de indisponibilidad, aplicar una DMC hasta
que el flujo disminuya a un valor inferior a la capacidad máxima de transferencia del circuito.
 Para el resto de escenarios analizados, la realización de este mantenimiento no impone consideraciones
adicionales a las descritas en el caso sin Mantenimiento. Sin embargo, se deben evaluar mediante un
ECP las condiciones de generación disponible, demanda de la Zona y Topología del Sistema al momento
de realizar el mantenimiento, de manera de garantizar transferencias que no sobrecarguen el circuito de
la Línea 220 kV Crucero-Encuentro que permanezca en servicio.
f) Mantenimiento Línea 220 kV Cochrane-Encuentro circuito N°1 o N°2
Para realizar este mantenimiento, cuando aún no entra en servicio la CT Cochrane y está en servicio la línea
de 3 puntas 220 kV Angamos-Laberinto-Encuentro, se debe considerar lo siguiente:
 En el caso de producirse una contingencia y posterior apertura de la Línea de 3 puntas 220 kV CruceroEncuentro, y dependiendo de la disponibilidad y el despacho de las unidades de Central Atacama y la
unidad CTTAR, se podrán presentar sobrecargas en el circuito de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro que
se mantiene en servicio. Con el fin de evitar esta situación se debe evitar programar el mantenimiento
las unidades mencionadas anteriormente simultáneamente con la de 3 puntas Línea 220 kV AngamosLaberinto-Encuentro. En caso de que lo anterior no pueda respetarse, se deben tomar las siguientes
medidas antes de realizar el mantenimiento de uno de los circuitos:
-
Transferencia del paño J11 correspondiente al consumo de Ministro Hales hacia la sección de barra
N°2 en S/E Encuentro.
-
Apertura del interruptor acoplador de barra en S/E Encuentro (52JS)
Post-contingencia, en caso de que aún tomándose las medidas anteriormente descritas, se presente
sobrecarga en el circuito de la Línea 220 kV Crucero que se mantiene en servicio, se deberá despachar
de manera forzada unidades en Central Atacama o, en caso de indisponibilidad, aplicar una DMC hasta
que el flujo disminuya a un valor inferior a la capacidad máxima de transferencia del circuito.
Cuando entra la central Cochrane en servicio con su sistema de transmisión, y en consecuencia la línea de 3
puntas 220 kV Angamos-Laberinto-Encuentro sale de servicio, para realizar este mantenimiento, se debe
considerar lo siguiente:
 En caso de producirse una contingencia y posterior desconexión del circuito que se mantenía en servicio
de la Línea 220 kV Cochrane-Encuentro, y dependiendo del nivel de despacho de las unidades de Central
Cochrane se podría producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia. Así mismo,
dependiendo del nivel de despacho de las unidades en Central Tocopilla, los flujos por los circuitos de la
Línea 220 kV Tocopilla-Crucero podrían sobrepasar los 245 MW, por lo que post-contingencia se debe
realizar un redespacho, tal que el flujo por esta línea disminuya a niveles aceptables.
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En consecuencia de lo descrito anteriormente, en caso de mantenimiento de uno de los circuitos de la
Línea 220 kV Cochrane-Encuentro, se debe limitar el despacho de las unidades de Central Cochrane, tal
que el flujo por el circuito que se mantiene en servicio sea inferior al valor que se obtenga de aplicar la
Política de Operación “Despacho Máximo en el SING”40.
4.7.3 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA CENTRO
a) Desconexión intempestiva de Transformadores.
Para el caso de desconexión intempestiva de transformadores de subestaciones de retiros de la zona
Centro, esto es, consumos abastecidos desde las subestaciones Ministro Hales, El Abra, Spence, Sierra
Gorda, Radomiro Tomic y Chuquicamata, no se tienen efectos sistémicos relevantes.
En el caso de una contingencia de un ATR en la subestación Tocopilla, en especial en el ATR de la unidad
U16, se produce la desconexión de la unidad y, dependiendo de la generación de la unidad U16, la
operación del esquema EDAC por subfrecuencia. Similar al caso del transformador de la unidad U16, una
contingencia en alguno de los transformadores de las unidades de Central Cochrane provocaría la salida
de esa unidad, y dependiendo de su nivel de despacho podría provocar la operación del esquema del
EDAC por subfrecuencia.
b) Desconexión de secciones de Barra.
Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra en la Zona Centro, se observan
al desconectarse una sección de Barra Tocopilla 220 kV. En este caso, se produciría la pérdida de
generación de las unidades de la Central Tocopilla conectadas a la sección de barra, esto es las unidades
U16 y TG3 o la desconexión conjunta de las unidades U14 y U15, lo que dependiendo del nivel de
generación de estas unidades, implica la operación del esquema EDAC por subfrecuencia.
En el caso de falla en una sección de Barra de Crucero 220 kV o Encuentro 220 kV, se produce la pérdida
de los consumos abastecidos desde dichas secciones de barra (Minera El Abra, División Radomiro Tomic,
Minera Ministro Hales o Spence según sea el caso), para lo cual no se verifican consecuencias sistémicas
relevantes. En el caso particular de la sección de barra N°1 de S/E Encuentro, adicionalmente a la
desconexión de los consumos conectados a ella, se produce la pérdida de generación de los parques
fotovoltaicos Finis Terrae y Blue Sky.
Por otro lado, la desconexión de alguna de las secciones de Barra de la Central Cochrane, produce la
desconexión de una de las unidades que se conectan a ella. Dependiendo del nivel de inyección de la
unidad que sea desconectada al momento de la contingencia, se podría producir la operación del
esquema EDAC por subfrecuencia.
Finalmente, en caso de una contingencia en la Barra de S/E Calama 220 kV, se produce la desconexión
de las Centrales ERNC Valle de los Vientos y San Pedro, lo que, dependiendo de las condiciones de
demanda de los consumos conectados en S/E Calama y el despacho de las centrales mencionadas
anteriormente, podría producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia. De la misma manera,
una contingencia en la Barra de S/E Rande 220 kV provocará la desconexión de las Centrales
40
Documento D-SDO-03-V01 “Política de Operación: Despacho Máximo en el SING”.
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Fotovoltaicas Finis Terrae y Blue Sky, lo que podría producir la operación del esquema EDAC por
subfrecuencia, dependiendo de su nivel de inyección al momento de la contingencia.
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5. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL
5.1 PLAN DE IMPLEMENTACIÓN DE RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES
Las restricciones y/o recomendaciones indicadas en el presente Estudio tienen un carácter general y
provienen de la experiencia práctica en la operación y diseño de sistemas eléctricos, basándose en
alternativas genéricas de control orientadas a flexibilizar o incrementar la capacidad de transmisión tales
como el control de la generación, la DMC, o la implementación y/o ajuste de DAC, DAG, etc.
Para efectos de una implementación práctica de las restricciones y/o recomendaciones, a nivel de la
programación u operación en tiempo real, se considera necesario realizar las siguientes actividades:
a) Análisis de resultados y observaciones por parte de los Coordinados. Contempla un período en el cual
los Coordinados puedan analizar los resultados del ERST, tanto en términos de los efectos detectados a
partir del análisis de las contingencias como también de las restricciones y/o recomendaciones, y emitir
observaciones orientadas a corregir, precisar o complementar dichos resultados.
b) Revisión conjunta DO-Coordinados de las restricciones y/o recomendaciones a implementar. Esta etapa
contempla la definición de la alternativa más conveniente, en términos de la SyCS y operación
económica del SING, considerando las alternativas propuestas por la DO y/o aquellas complementadas
por los Coordinados.
c) Análisis de detalle para efectos de implementación. Esta etapa tiene especial importancia en el caso de
recomendaciones que involucren la implementación o ajuste de elementos de control, y contempla el
análisis detallado de diseño, implementación práctica, efectos en la SyCS del SING, etc.
d) Implementación definitiva de restricciones y/o recomendaciones. Corresponde a la actividad de
implementación en terreno, pruebas y verificación de desempeño en tiempo real.
5.2 VERIFICACIÓN EN TIEMPO REAL
El Artículo 6-32 de la NT indica que además de identificar las instalaciones sobre las que se deberán aplicar
las restricciones en el Sistema de Transmisión se deberá verificar el cumplimiento de las restricciones en la
operación en tiempo real.
El cumplimiento de las restricciones del Sistema de Transmisión se verificará mediante el Sistema de
Información de Tiempo Real (SITR).
A partir de las políticas de operación que se establezcan para la programación y la operación en tiempo real,
definidas en base a las recomendaciones establecidas en el presente Estudio, el CDC y los CC coordinarán y
operarán, respectivamente, las instalaciones del SI.
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6. ANEXOS
6.1 ANEXO 1. DESPACHO, DEMANDA Y LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AFECTAS AL ANÁLISIS DE
CONTINGENCIAS
6.1.1 DESPACHO
A continuación se presenta el despacho base utilizado en los análisis.
Unidad Generadora/
Configuración de Generación
ANG1
ANG2
CAVA
CHAP
CTA
CTH
CTM1
CTM2
CTM3-TG
CTM3-TV
CTTAR
NTO1
NTO2
Cochrane U1
Cochrane U2
PAM
TG1A
TG1B
TV1C
U12
U13
U14
U15
U16
Bolero PFV
Finis Terrae I PFV
Finis Terrae II PFV
Lagunas PFV
María Elena PFV
Pintados PFV
Blue Sky 1 PFV
Blue Sky 2 PFV
Uribe PFV
Pica PFV
Arica Solar 1 PFV
PFV Solar San Pedro I (Paruma)
PFV Solar San Pedro II (Lascar)
PFV San Pedro Etapa III (Jama)
Demanda [MW]
Año 2015
Máxima ERNC
240
240
3
10
157
158
149
154
110
60
140
135
135
17
105
105
100
50
51
122
116
179
91
52
14
25
Año 2015
Mínima ERNC
263
263
3
10
157
158
149
154
142
84
140
135
135
17
105
105
111
80
80
122
116
265
11
7
2
3
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Demanda [MW]
Año 2016
Mínima ERNC
207
263
3
10
157
158
149
154
0
0
140
135
135
165
227
11
0
0
0
50
50
122
116
159
65
65
0
70
28
0
21
14
22
7
9
8
15
15
Año 2016
Máxima ERNC
150
259
3
10
157
158
149
154
0
0
140
135
135
150
150
11
0
0
0
50
50
75
116
0
107
92
30
70
52
40
39
26
37
35
30
14
25
25
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Unidad Generadora/
Configuración de Generación
PFV San Pedro Etapa IV (Pular)
PFV San Pedro Etapa V (Salin)
Eólica Valle de los Vientos
La Huayca 2 PFV
Quillagua I - Etapa 1 PFV
Quillagua I - Etapa 2 PFV
Andes Solar PFV
PAS2
PAS3
Pampa Camarones PFV
TOTAL
Demanda [MW]
Año 2015
Máxima ERNC
22
44
19
16
6
12
4
2841
Año 2015
Mínima ERNC
3
60
2
2
1
1
0
2888
Demanda [MW]
Año 2016
Mínima ERNC
13
15
59
9
10
10
9
3
6
1
2885
Año 2016
Máxima ERNC
22
25
44
19
19
19
16
6
12
4
2860
6.1.2 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AFECTAS AL ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS
El ERST contempla el análisis de un conjunto de contingencias cuyas características generales en términos de
naturaleza y tipo de despeje se encuentran definidas en la NT. Respecto de los elementos del SING para los
cuales se analiza la ocurrencia de una contingencia, su definición ha considerado los siguientes aspectos:

Sólo se analiza la ocurrencia de contingencias en líneas de transmisión con un nivel de tensión nominal
superior a 23 kV41.

No se analiza la ocurrencia de contingencias en líneas de transmisión que conectan en forma radial
unidades generadoras o consumos.
A partir de lo expuesto previamente, el conjunto de líneas de transmisión para el cual se analizó la
ocurrencia de contingencias, en función de las topologías consideradas, se indica en Anexo 4: Resultados
obtenidos, agrupándose por zona.
41
Artículo 1-7 de la NT numeral 97.
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6.2 ANEXO 2: CONSIDERACIONES GENERALES DE LA NT
6.2.1 CONTINGENCIAS
En relación con las contingencias a considerar, el Artículo 6-31 de la NT indica que las restricciones del
Sistema de Transmisión se deben determinar para diversos estados del sistema, considerando las
contingencias que se establecen en el Capítulo Nº 5 de la NT, Artículo 5-37.
La siguiente Tabla muestra un resumen del tipo de contingencias de interés, el estado a partir del cual debe
considerarse su ocurrencia y el objetivo de su análisis, según se establece en la NT.
Estado de Operación
Tipo de Contingencia
Severidad
Objetivo
Estado Normal
Contingencia Simple
1, 2, 3, 4, 5, 8 y 9
Verificar condiciones postcontingencia acordes con
estándares del Estado Normal.
Selección práctica de contingencias a analizar
Para seleccionar las contingencias a analizar en el Estado Normal se consideró lo siguiente:

En el análisis no se consideran contingencias de severidad 1, dado que el único condensador serie del
SING se encuentra en la Línea 345 kV Salta-Andes y sus características de operación, de acuerdo a lo
informado por AES Gener42, consideran que en caso de ocurrir una falla en dicho equipo la transmisión
de potencia sería desviada mediante by-pass trifásico. Esta operación deja al compensador fuera de
servicio sin interrumpir la transmisión de potencia proveniente de la Central Salta, por lo que se prevé
no producirá restricciones en el Sistema de Transmisión.

No se analizan las contingencias de severidad 2, dado que este tipo de falla corresponde a un
cortocircuito monofásico con reconexión exitosa, hecho que no debiera provocar restricciones en el
Sistema de Transmisión.

Las contingencias de severidad 3, que corresponden a fallas en líneas de simple circuito, sin redundancia
de vínculo, no fueron analizadas considerando que el análisis de sus efectos y de los medios de control
asociados deberían estar contemplados en los respectivos estudios de EDAC y/o EDAG.

Las contingencias se analizaron considerando un conjunto de líneas seleccionadas sobre la base de la
experiencia acumulada en la operación y comportamiento del sistema, según se describe en la sección
3.3 y considerando su ocurrencia en Estado Normal.

No se analizan las contingencias de severidad 5, dado que fueron analizadas en el Estudio de EDAC, en el
caso de desconexión de unidades generadoras, y en el Estudio de EDAG por sobrefrecuencia, en el caso
de desconexión de consumos.
6.2.2 EFECTOS DE INTERÉS
El Artículo 6-29 de la NT establece que las restricciones del Sistema de Transmisión corresponderán a la
potencia máxima que se puede transmitir por las líneas de transmisión tal que, frente a las contingencias en
análisis, se verifique a lo menos que:
42
Fax de AES Gener CDEC-SING N°037/2006 del 28 de noviembre de 2006.
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a) Las unidades generadoras no pierden el sincronismo, pudiendo alcanzar una condición de operación
estable con posterioridad a la falla, verificando la condición de estabilidad angular.
b) El Control de Tensión durante y después del período transitorio asociado a la falla es adecuado y no hay
riesgo de colapso de tensión, verificando la condición de estabilidad de tensión.
c) No hay riesgo de inestabilidad de frecuencia, fundamentalmente en aquellas situaciones en que se
activa la operación del EDAC o EDAG (o ERAG) por subfrecuencia o sobrefrecuencia, respectivamente.
d) El cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT, en lo
referente a:
o Recuperación dinámica y Control de Tensión.
o Recuperación dinámica y Control de Frecuencia.
o Niveles mínimos de amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas.
A partir de lo establecido en la NT, el ERST se concentra en la detección de las condiciones de operación
resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual se analiza el comportamiento estático y
dinámico del SING considerando:
a) Capacidad de transmisión
En el Estudio, la capacidad de transmisión se verificará a través de la comparación de la potencia transferida,
pre y post-contingencia, con respecto a los valores de capacidad transitoria y/o permanente, según
corresponda, de líneas de transmisión, transformadores de poder y/o transformadores de corriente (TT/CC).
b) Estabilidad de tensión
En el Estudio, la estabilidad de tensión se verificará a través de la detección de condiciones proclives a
inestabilidad y/o la comparación cuantitativa de los valores de tensión obtenidos del análisis con los
estándares establecidos en la NT para el comportamiento dinámico y las condiciones de régimen en los
distintos estados de operación.
Al respecto, la NT especifica lo siguiente:
Estándar de generación y transmisión

Magnitud de la tensión en barras del sistema: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo
indicado en los Artículos 5-24 y 5-28 de la NT, y para el Estado de Emergencia según lo indicado en el
Artículo 5-52 de la NT.

Magnitud de la tensión en barras de las unidades generadoras y límite de generación de reactivos: para
el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en los Artículos 5-26, 5-27 y 5-29 de la NT, y
para el Estado de Emergencia según lo indicado en el Artículo 5-54 de la NT.
Estándar de recuperación dinámica
Para el Estado Normal y el Estado de Alerta:

Magnitud de la tensión en barras del sistema: se debe cumplir lo establecido en el Artículo 5-39 de la NT
en relación al valor mínimo y tiempo en que éste se mantiene, así como el valor final de convergencia y
la banda de tolerancia.
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c) Estabilidad en Frecuencia
El Estudio no contempla el análisis del desempeño y la estabilidad del SING en términos del comportamiento
de la frecuencia, pues se considera ello corresponde a aspectos propios de los Estudios de EDAC y/o EDAG.
Respecto de la estabilidad en frecuencia, la NT especifica lo siguiente:
Estándar de generación y transmisión

Rango de frecuencia: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en el Artículo 5-30
de la NT.
Estándar de recuperación dinámica
Para el Estado Normal y el Estado de Alerta:

Frecuencia: se debe cumplir el valor mínimo de la frecuencia en las instalaciones del sistema de
transmisión indicado en el Artículo 5-40 de la NT. Además, el tiempo en que la frecuencia puede
permanecer fuera de la banda de operación en régimen permanente debe cumplir lo establecido en el
Artículo 5-42 de la NT.
d) Amortiguamiento
En el Estudio la estabilidad oscilatoria se verificará a través de la comparación cualitativa del
amortiguamiento asociado con los modos de oscilación electromecánicos, clasificando el amortiguamiento
en: bueno, regular, malo y subamortiguado.
Al respecto, la NT especifica lo siguiente:
Estándar de recuperación dinámica
Para el Estado Normal y el Estado de Alerta:

Factor de amortiguación: luego de ocurrida una contingencia simple, el factor de amortiguación de las
oscilaciones de potencia activa medido en la línea que transporta mayor potencia y que está más
cercana a la ocurrencia de la contingencia deberá ser mínimo 5%, según lo establece el Artículo 5-43 de
la NT.
Márgenes de estabilidad y seguridad
 Margen de estabilidad oscilatorio: el factor de amortiguación de oscilaciones electromecánicas en
régimen permanente de pequeña señal debe tener un valor mínimo, según el estado del sistema y los
elementos serie indisponibles, de acuerdo a lo establecido para el Estado Normal y el Estado de Alerta
en el Artículo 5-49 de la NT.
e) Estabilidad Angular Transitoria
En el Estudio la estabilidad angular transitoria se verificará a través de la detección de inestabilidades y/o
excursiones angulares que cualitativamente reflejen bajo margen de estabilidad. Respecto de eventuales
activaciones de protecciones por pérdida de sincronismo, se considera que en ausencia de inestabilidades
ellos no deberían presentarse; y de ocurrir, los respectivos ajustes deberían ser modificados en forma
coherentes con el comportamiento dinámico del SING.
Con respecto a las consideraciones establecidas en la NT, se especifica lo siguiente:
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Estándar de recuperación dinámica
Para el Estado de Emergencia:

Frente a una contingencia simple, el SING debe mantenerse transitoriamente estable, alcanzando al final
del transitorio de falla, los estándares de transmisión y generación establecidos para el Estado de
Emergencia en el Título 5-8 de la NT.
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6.3 ANEXO 3. ESQUEMA DE APLICACIÓN PRÁCTICA
A partir de lo expuesto en las secciones 6.2.1 Contingencias y 6.2.2 Efectos de Interés, el análisis de las
contingencias según estado de operación, los estándares de SyCS a verificar y el nivel de implementación de
las restricciones y/o recomendaciones, según corresponda, consideran el esquema de aplicación práctica
que se indica en la Figura N°1.
No se establecen
recomendaciones
ESTADO NORMAL
NO
¿Estándares fuera NT?
Sev. 1,2,3-> E. ALERTA
Sev. 4,5,8,9 -> E. EMERGENCIA
SI
Contingencia
Simple
SI
Restricciones o
recomendaciones a
nivel programación
NO
Evolución Sistema en Contingencia
Análisis efectos de Contingencias y conclusión de recomendaciones
Figura N°1. Esquema de aplicación práctica
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6.4 ANEXO 4: RESULTADOS OBTENIDOS
Los resultados obtenidos consideran los siguientes supuestos generales:

Las demandas están en sus niveles normales.

EDAC por Subfrecuencia vigente (672 MW).

EDAG por Sobrefrecuencia vigente.

No se consideran mantenimientos simultáneos de líneas.
El detalle de los resultados obtenidos se presenta en los archivos “2015.07.31 Resultados ERST 2015.xls”
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