Carta CDEC-SING Nº0017_ 2015 y documento de respuesta a

Exportación de energía eléctrica desde el SING, a través de
Línea Salta-Andes, solicitada por AES Gener.
(OFICIO ORDINARIO SEC Nº12891
ACC 1092667/DOC 879462)
Autor
Fecha Creación
Versión
Dirección de Operación y Peajes CDEC-SING
10-01-2015
1.0
1. ESTIMACIÓN DE LOS IMPACTOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS EN EL
ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA INTERNA Y EN EL CUMPLIMIENTO DE LOS
ESTÁNDARES DE CALIDAD Y SEGURIDAD EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA
INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE CON LA INCORPORACIÓN DE ESTA
SOLICITUD DE EXPORTACIÓN
Estimación de los Impactos Técnicos:
En relación a los impactos técnicos en la seguridad y calidad de servicio, y en consideración
de los análisis realizados a la fecha, las pruebas de interconexión ejecutadas, y los
antecedentes entregados por AES Gener, es posible plantear un pronunciamiento –
preliminar- respecto a los efectos que la implementación de esta solicitud de exportación
podría introducir en la seguridad y calidad de servicio en el SING.
Los análisis y simulaciones realizadas, así como la realización de pruebas de interconexión,
han permitido visualizar diferentes fenómenos operacionales, los cuales hasta la fecha
indican que la operación interconectada es factible y segura, para transferencias de energía
diaria del orden de 3600 MWh, de manera que las transferencias de potencia no superen los
200 MW.
Para transferencias superiores a 200 MW, este CDEC ha realizado análisis que si bien
muestran que el SING se mantiene estable post-contingencia, se observa que algunas
unidades generadoras presentan un desempeño superior al registrado en la operación real,
lo cual requiere ser estudiado con mayor profundidad.
El siguiente cuadro resume las contingencias que CDEC-SING analizó, en forma adicional y
complementaria a los análisis contenidos en los estudios entregados por AES Gener.
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Nombre
C1
C2
C3
C4
C5
C6
C7
Sistema
SING
Caso
Demanda Alta
Demanda Alta SING
SING-SADI Exportación 250 MW al SADI
Demanda Alta SING
SING-SADI Exportación 250 MW al SADI
Demanda Alta SING
Exportación 250 MW al SADI
SING-SADI Protección Andes-Salta
Demanda Alta SING
SING-SADI Exportación 250 MW al SADI
Demanda Alta SING
SING-SADI Exportación 250 MW al SADI
Demanda Alta SING
SING-SADI Exportación 250 MW al SADI
Falla
Desconexión demanda
Valor
400 MW
Zona
Escondida
Eventos
Desconexión 400 MW Escondida t = 1.0 (s)
Comentarios
Voltaje máximo en Andes 1.09 a los 1.1 (s)
Oscilaciones interárea entre 1 y 5 (s) de 0.5-0.6 Hz de
amortiguamiento negativo.
Voltaje mínimo en Andes 0.67 a 3.1 (s)
Voltaje máximo en Andes 1.19 a los 6 (s)
Estable
Si
Desconexión demanda
400 MW
Escondida
Desconexión demanda
200 MW
Escondida
Desconexión 400 MW Escondida t = 1.0 (s)
Desconexión línea Andes - Salta 1x345 kV t = 6.0 (s)
Desconexión U12 primer escalón EDAG t = 7.7 (s)
Desconexión NTO1 segundo escalón EDAG t = 8.5 (s)
Desconexión 200 MW Escondida t = 1.0 (s)
Desconexión línea Andes - Salta 1x345 kV t = 6.0 (s)
Desconexión U12 primer escalón EDAG t = 10.0 (s)
Desconexión demanda
200 MW
Escondida
Desconexión 200 MW Escondida t = 1.0 (s)
Cortocircuito trifásico
120 mS Andes-Salta
Cortocircuito trifásico 50% Andes-Salta en t = 1.0 (s)
Apertura interruptores Andes y Salta t = 1.12 (s)
Oscilaciones interárea entre 1 y 5 (s) de ~0.4 Hz
Voltaje en Andes siempre entre 0.9 y 1.1
Frecuencia no sale de banda ±200 mHz
Oscilaciones de potencia de 0.26 Hz con amortiguamiento
3.95%
Tensiónes más bajas durante cortocircuito en Nueva Zaldívar
(0.31) y Laberinto (0.28), Andes por acción del condensador
serie mantiene tensión (0.56)
Desconexión generación
560 MW
Desconexión 580 MW Termoandes (Salta) en t = 1.0 (s)
Frecuencia no sale de banda ±200 mHz
Si
Pérdida interconexión
250 MW Andes-Salta
Desconexión línea Andes - Salta 1x345 kV t = 1.0 (s)
Sobretensión de 1.09 en Andes en t = 1(s)
Si
Salta
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Si
Si
Si
Si
De los análisis realizados, el caso más desfavorable para el SING resulta ser una pérdida de
consumo de gran volumen (400 MW), evento que se ha registrado en los últimos tres años,
lo que generaría una operación del EDAG por sobrefrecuencia hasta el segundo escalón. Si
bien las simulaciones muestran estabilidad y buena respuesta de las unidades generadoras,
es necesario revisar y utilizar los modelos actualizados de las unidades generadoras para
confirmar resultados, antes de aumentar los montos de una exportación, por sobre 200 MW.
Otro aspecto a destacar, pero en el que se evidencia un efecto positivo en la seguridad y
calidad de servicio del SING, se presenta ante el escenario de falla de una unidad
generadora en el SING, escenario que muestra un impacto mínimo en el control de
frecuencia. En efecto, fallas de unidades generadoras que hoy provocan reducciones de
frecuencia que originan operación del EDAC por subfrecuencia, ya no se presentarían si el
SING opera interconectado al SADI. En estos casos simulados, la frecuencia del sistema no
sale de la banda normal de operación que establece la Norma Técnica de Seguridad y
Calidad de Servicio, lo cual representa una mejora sustantiva respecto a la actual condición
de operación del sistema.
Cabe destacar que durante los últimos años no había sido necesario revisar los ajustes de
los estabilizadores de potencia (PSS) de las unidades generadoras, no obstante y conforme
a los resultados preliminares obtenidos de la última prueba de interconexión del 29 de
noviembre de 2014, es recomendable efectuar una revisión de los ajustes a efectos de
evaluar la necesidad de resintonizar los PSS de las unidades más relevantes del SING
durante el año 2015, con el objetivo de mejorar la estabilidad del SING tanto para operación
interconectada, como para la operación aislada.
Sin perjuicio de lo anterior, este CDEC ha solicitado a AES Gener una serie de antecedentes
y análisis que permitan evaluar con mayor profundidad el impacto técnico de la exportación,
de acuerdo a lo que a continuación se indica:
a) En los análisis dinámicos de la operación interconectada mediante modelo PSSE, si
bien se encuentran dentro del alcance requerido y los resultados indican que en
general los sistemas pueden operar interconectados de manera estable, se mantiene
pendiente la entrega de estos mismos análisis y resultados mediante el uso de la
base de datos en DigSilent. En particular, se requiere que bajo estos análisis se
confirme que la lógica de las protecciones ante oscilaciones intersistemas, que
posee la línea 345 kV Salta-Andes, opera correctamente.
b) Los ajustes de las protecciones de la línea 345 kV Salta-Andes, que actuarían frente
a la ocurrencia de oscilaciones, previstos para montos de transferencia mayores a
200 MW deben ser revisados en consideración de las nuevas simulaciones que se
realicen con una base de datos actualizada, de manera de asegurar una correcta
operación ante oscilaciones que se presenten entre los sistemas SING y SADI.
c) En las últimas pruebas de interconexión, realizadas el 29 de Noviembre de 2014, se
efectuaron ajustes a los estabilizadores de potencia (PSS) de las unidades ANG1,
ANG2, NTO1 y NTO2 (todas de propiedad de AES Gener). Se encuentra pendiente
la entrega del informe final y la actualización de los modelos de las unidades
intervenidas.
Por último, para una exportación en régimen normal, se requiere normalizar equipos de
protección conforme a los requerimientos de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad
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de Servicio. En la actualidad, la subestación Andes presenta equipos de protección que
no cumplen con el estándar establecido en la normativa vigente, situación que fue
advertida en el estudio de verificación de coordinación de protecciones (EVCP), para lo
cual AES Gener debe gestionar un plan de trabajo que permita regularizar esta materia.
Descripción Tratamiento Económico Pruebas de Interconexión:
Durante el año 2014 se realizaron pruebas de interconexión entre el SING y el SADI, y en
ausencia de regulación específica, se debió adoptar un tratamiento económico ad-hoc.
Dichas pruebas fueron valorizadas utilizando el mismo tratamiento que se aplica a las
unidades generadoras en prueba, para el caso de las inyecciones, haciéndolo extensivo
también a un retiro en prueba, manteniendo como consigna que los mayores costos de la
inyección -o retiro- en prueba, son compensados por el agente que realiza la prueba.
La metodología de cálculo aplicada a las pruebas de interconexión entre ambos sistemas
consideró el envío de energía desde el SADI hacia el SING, como una inyección que
reconoce la empresa que solicita la prueba, y el envío de energía desde el SING hacia el
SADI, como un retiro que reconoce la empresa que solicita la prueba, ambas situaciones en
la subestación Andes del SING.
Para determinar los efectos en los costos de operación, producto de la realización de las
pruebas de interconexión, se realizó una simulación del despacho de las unidades
generadoras, eliminando los cambios que introduce la interconexión (inyección y retiro), con
el propósito de determinar los mayores costos que tuvo la prueba sobre la operación del
SING.
Considerando lo anteriormente indicado, y dado que la empresa generadora AES Gener es
la que solicitó las pruebas de interconexión entre el SING y el SADI, los mayores costos que
se producen en la operación del SING han sido asignados a dicha empresa.
Pruebas de Interconexión:
Las pruebas de interconexión entre los sistemas SING y SADI se ha efectuado en cuatro
oportunidades durante el año 2014, las cuales se describen a continuación:
a) Prueba de interconexión del 2 de febrero de 2014, entre la hora 10 y la hora 14, con
transferencia neta igual a cero, y potencia máxima igual a 50 MW (potencia máxima
momentáneamente alcanzó los 80 MW).
b) Pruebas de interconexión del 11 de mayo de 2014, entre la hora 10 y la hora 13, con
transferencia neta igual a cero, y potencia máxima igual 150 MW (potencia máxima
momentáneamente alcanzó los 218 MW).
c) Inyección central Salta, Apagón 2 de julio 2014. Dada la contingencia sufrida en el
SING en la fecha indicada, en donde se produjo un apagón en el sistema, con el
objetivo de apoyar la recuperación del servicio del SING, se realizó una inyección
desde la Central Salta hacia el SING, sin interconectar los sistemas. Conforme a la
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particularidad de la situación acontecida y la solicitud de CAMMESA, que consistió
en que la energía inyectada fuese devuelta en algún momento a convenir entre las
partes involucradas, se decidió que dicha situación fuese tratada en el marco de las
pruebas de interconexión solicitadas por AES Gener anteriormente. Conforme a esto,
se aplicó el mismo tratamiento económico efectuado en las pruebas ya realizadas,
con la excepción que en esta ocasión la interconexión se programó en un solo
sentido, quedando pendiente la devolución de un monto de energía hacia el SADI.
En definitiva, el apoyo de Central Salta, se produjo entre el día 2 de julio a la hora 19,
y el día 4 de julio a la hora 1. Salta inyectó por un periodo de 31 horas un total de
4.415 MWh.
d) Devolución de energía 24 de julio. En virtud del apoyo prestado por Central Salta,
entre la hora 1 y la hora 16, se realizó la primera devolución de energía hacia el
SADI por un monto de 1.012 MWh.
e) Pruebas de interconexión 22 de noviembre, entre la hora 10 y la hora 20, con
transferencia neta igual a cero, y potencia máxima igual a 150 MW (potencia máxima
momentáneamente alcanzó los 180 MW).
f)
Devolución de energía 25 y 26 de noviembre. En virtud del apoyo prestado por
Central Salta, entre la hora 13 del día 25 de noviembre y la hora 16 del día 26 de
noviembre, se realizó segunda devolución de energía hacia el SADI por un monto de
2.447MWh.
De acuerdo a lo anterior, se puede señalar que el tratamiento económico que se ha dado a
las pruebas de interconexión SING-SADI, realizadas durante 2014, considera la existencia
de una empresa solicitante y responsable de las mismas, que asume los posibles costos
adicionales que perciben los restantes agentes producto de la realización de dichas pruebas
de interconexión.
Considerando que el tratamiento dado obedece a una prueba de interconexión, para
determinar los impactos económicos que trae consigo la operación interconectada de los
sistemas SING y SADI en régimen, fuera de un esquema de pruebas, es imprescindible que
de manera previa a –o en conjunto con- la autorización de una exportación, la autoridad
defina a lo menos el tratamiento de las siguientes materias:
1)
2)
3)
4)
5)
Formación de costos marginales en el SING.
Tratamiento económico de retiro equivalente en el SING.
Cumplimiento de la obligación establecida en el artículo 150 Bis de la Ley.
Manejo de emergencias e interrumpibilidad de la exportación.
Mecanismos de solución de conflictos.
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2.
LOS EFECTOS Y LAS ACCIONES DE MITIGACIÓN QUE SE REQUIERAN PARA
HACER FRENTE A LOS CAMBIOS EN LA TOPOLOGÍA SISTÉMICA Y EN LOS PLANES
DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO ACTUALMENTE VIGENTES QUE GENERE ESTE
REQUERIMIENTO DE EXPORTACIÓN.
El Estudio para el Plan de Recuperación de Servicio (PRS) vigente hasta el 30 de diciembre
de 2014 no contemplaba la posibilidad de recuperación del SING desde el SADI, una vez
ocurrido un apagón parcial o total. Ese mismo Estudio para PRS contemplaba la operación
de la Central Salta (denominada TermoAndes en Argentina) como una alternativa de
recuperación de la Zona Cordillera, en la cual a lo menos una de sus turbinas a gas,
recupera de manera radial y dedicada hacia el SING (desconectada del SADI) las
instalaciones de las subestaciones Andes, Nueva Zaldívar, Zaldívar, Laberinto y Escondida,
tal como se utilizó el día 2 de julio de 2014.
Sin perjuicio del aporte que significa contar con una turbina de Central Salta, la utilización de
una sola turbina a gas dedicada hacia el SING, en el proceso de recuperación de servicio,
no resulta ser una alternativa óptima para el SING ni para el SADI, principalmente por los
siguientes motivos:
a) Una única turbina a gas destinada en dicha zona al proceso de recuperación de
servicio, no cuenta con respaldo frente a una falla de la misma. Conforme a esto y
ante la presencia de una falla en la turbina dedicada, durante el proceso de
recuperación de servicio, se perderían las instalaciones que se encuentren
recuperadas al momento de la contingencia.
b) La capacidad de regular frecuencia y mantener niveles de tensión dentro de rangos
normales de operación, requiere generalmente operar en los límites de capacidad de
la máquina, los que son considerablemente más bajos que los que posee un sistema
interconectado como el SADI.
c) Cuando el CDC solicitó a CAMMESA el uso de una turbina a gas de Salta para la
recuperación de la Zona Cordillera el pasado 2 de julio, significó para el SADI la
pérdida de potencia de una turbina a gas, más la pérdida de la mitad de potencia en
la turbina a vapor del ciclo combinado. El proceso involucrado representa una
ineficiencia importante en la producción de energía, que se evita si se recuperan
instalaciones de la Zona Cordillera directamente desde el SADI.
d) El SADI al ser un sistema de gran tamaño, dispone de mayores recursos y márgenes
para el control de frecuencia y tensión, que permitirían iniciar una recuperación de
servicio de la Zona Cordillera en tiempos muy rápidos, comparados con los que se
requieren para el retiro de una turbina del SADI y posterior puesta en servicio hacia
el SING. Adicionalmente, la estabilidad en el proceso de recuperación de la zona
mejora sustancialmente.
Por los motivos anteriormente expuestos, es que el Estudio para PRS vigente desde el 31
de diciembre de 2014, contempla como alternativa factible, el que la Zona Cordillera inicie la
recuperación de servicio directamente desde el SADI, en reemplazo de la opción de una
turbina a gas dedicada –o radial- hacia el SING.
La operación interconectada del SING con el SADI en la aplicación del PRS, no requiere
alterar la topología del SING ni tampoco requiere la inclusión de nuevos dispositivos de
control o protecciones.
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Los montos de potencia a transferir en el proceso de recuperación, hacia la Zona Cordillera
se mantienen limitados a valores inferiores a 200 MW, tal como estaban limitados en las
versiones anteriores del PRS en la modalidad de turbina dedicada. Esto para poder contar
con condiciones favorables para la sincronización de la Zona Cordillera con las otras áreas o
zonas adyacentes.
Es necesario establecer que mientras se realice el proceso de recuperación de servicio en el
SING, la exportación sólo se presentaría como una situación momentánea, cuando los
consumos del SING -cuya recuperación en general es más lenta que la recuperación de las
unidades generadoras- permitan que las unidades generadoras del SING alcancen de
manera oportuna niveles de potencia que estén por sobre su mínimo técnico, con lo cual
podrán operar en modos más estables y seguros. Por el contrario, mientras se inicia el
proceso de recuperación, el SING sería fundamentalmente importador.
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3.
ACCIONES DE COORDINACIÓN CON LOS ORGANISMOS TÉCNICOS
EQUIVALENTES DE LA REPÚBLICA DE ARGENTINA REALIZADOS Y SU GRADO DE
CONFORMIDAD.
Las Dirección de Operación y Peajes de este CDEC, durante los últimos 2 años ha
mantenido un contacto e intercambio de información con su par de Argentina (CAMMESA),
con el propósito de acordar protocolos que permitan operar de manera coordinada una
eventual interconexión de los sistemas SING y SADI.
El trabajo conjunto iniciado el año 2013, cuenta con un plan de trabajo -preliminar- que
describe las acciones conjuntas que deben emprender los operadores CDEC-SING y
CAMMESA. Dicho plan presenta avances en algunas materias durante el año 2014, como
son contar con intercambio de información asociada a las pruebas realizadas y a los análisis
o estudios que tanto CAMMESA como AES GENER y CDEC-SING han realizado al
respecto.
Actualmente se cuenta con un conjunto de documentos desarrollados entre CAMMESA y
CDEC-SING. Estos documentos consideran una estructura de 8 módulos. Los 6 primeros se
definieron para efectos de tratar aspectos generales y operativos, mientras que los 2 últimos
se plantearon como necesarios para tratar aspectos de estudios técnicos y requerimientos
de calidad de servicio. Los títulos definidos para estos documentos son:
a) Módulo 1 – Normativa General
b) Módulo 2 – Fraseología y Terminología Operacional
c) Módulo 3 – Procedimientos Operativos para la Relación Operativa, Comunicación e
Intercambio de Informaciones
d) Módulo 4 – Procedimientos para Solicitud y Ejecución de Intervenciones
e) Módulo 5 – Operación de la Interconexión Andes-Cobos
f)
Módulo 6 - Planificación y Programación de la Operación
g) Módulo 7 – Estudios Eléctricos
h) Módulo 8 – Calidad de Servicio
De los módulos planteados, los 4 primeros cuentan con una versión preliminar, que fue
revisada en el año 2011. En relación con los módulos 5 al 8, éstos sólo se plantearon a nivel
de título por lo que no se cuenta con una versión preliminar. Al respecto, se considera que
los módulos planteados, y alcances considerados, recogen adecuadamente los aspectos
que deben ser incluidos en los Protocolos de Coordinación para una Interconexión en
régimen permanente.
En relación a los módulos 5 y 6, se considera necesario revisar algunos aspectos operativos
relacionados con homologar plazos, formatos y criterios que utilizan ambos operadores.
Respecto a los módulos 7 y 8, éstos debieran reflejar los análisis técnicos que se realicen y
registrar las restricciones, políticas de operación y de calidad de servicio que se establezcan.
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4.
ASPECTOS TÉCNICOS, OPERATIVOS Y METODOLOGÍAS DE TRABAJO DE
LAS DIRECCIONES TÉCNICAS QUE PODRÍAN VERSE MODIFICADAS, ASÍ COMO EL
ALCANCE DE LOS MISMOS.
En relación con las labores de las Direcciones Técnicas, que podrían verse modificadas en el corto
plazo, producto de un régimen de exportación permanente, se prevé eventuales modificaciones a
los plazos establecidos para la entrega de información para el pre-despacho y despacho, así como
la información del análisis ex-post para condiciones normales de operación y ante fallas. Asimismo,
y en función del régimen económico que defina la Autoridad para la exportación, se prevé la
necesidad de revisar eventuales cambios que requieran las metodologías que establecen la
valorización de las transferencias. Conforme se describe en el presente informe, se tiene
considerado que dichos aspectos sean abordados mediante protocolos o acuerdos de operación,
los que deberán ser aplicables al régimen de interconexión que se establezca y a los
Procedimientos DO y DP vigentes.
El alcance de algunos de estos aspectos se resume a continuación:
1. Pre-despacho: los horarios límites establecidos para la recepción de antecedentes deberán
coordinarse entre ambos operadores a efectos de contar con información suficiente y
oportuna para el desarrollo de la programación de la operación de corto plazo (PCP).
Conforme a esto, podría ser necesario modificar el horario actual de recepción y verificación
de información crítica para la PCP, como establecer horarios límites para informar cambios
ocurridos a efectos de tomar medidas preventivas y oportunas en el pre-despacho. Dichos
horarios deberán estar acorde con los tiempos de simulación y gestión de la PCP. Algunos
de los aspectos involucrados son:
a) Cambios imprevistos en el régimen operativo de interconexión que se haya
establecido.
b) Situaciones que implican una condición operacional de mayor riesgo para la
interconexión. Como por ejemplo indisponibilidad del sistema de comunicaciones
punto a punto, condiciones climáticas adversas, ausencia de alguna señal de
variables críticas o de equipos de protección.
c) Cambios en la disponibilidad de inercia y respuesta para control primario y
secundario de frecuencia de cada sistema, que podrían impactar en el régimen
operativo y en el requerimiento de reservas adicionales para atender tanto
condiciones normales de operación como situaciones de eventual falla.
d) Cambios topológicos que deban ser tomados en cuenta en la PCP.
e) Cualquier situación no prevista, que requiera la suspensión de la interconexión o
cambios en la programación.
2. Despacho: en relación con la operación en tiempo real, se requiere establecer criterios
operativos que permitan informar a tiempo y tomar acciones ante situaciones como las
descritas en los literales del numeral 1. anterior. Por otro lado, y considerando que ante una
interconexión la frecuencia es controlada por el SADI, mientras que el flujo de la
interconexión es controlado por el SING, se podría requerir mantener un mayor número de
unidades apoyando control secundario, lo que dependerá del régimen de interconexión que
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se establezca en cuanto al rango de variación que se pueda permitir para el flujo de la
interconexión o respecto al cumplimiento de cuotas de energía a traspasar en un período de
tiempo específico. Mientras mayor flexibilidad exista en estos aspectos, o dicho de otra
manera, si el régimen de interconexión establecido permite adaptarse a las variaciones
normales de demanda y características del SING, menores o mínimos serían los cambios
que habría que realizar bajo un régimen de exportación respecto al régimen actual. De
acuerdo a esto, y según la flexibilidad del régimen de interconexión, los Centros de Control
(C.C.) que operan las unidades asignadas al control secundario de frecuencia, deberán
cambiar su lógica de funcionamiento para realizar control secundario. Al respecto y de no
existir requerimientos estrictos para mantener condiciones específicas de flujo y cuotas de
energía, se prevé como cambios la necesidad de que los C.C. dispongan de señales para
monitorear y controlar el flujo de la interconexión. Cabe destacar que para las pruebas de
interconexión, las consignas para el control secundario fueron impartidas por el CDC vía el
monitoreo de las señales disponibles en el SCADA.
3. Ante situaciones de emergencia o falla: considerando que se agrega un nuevo centro de
control perteneciente a CAMMESA, con el cual se coordinaría toda la operatividad de la
interconexión y exportación, se prevé la necesidad de revisar y eventualmente modificar los
protocolos y plazos establecidos para el flujo y alcance de la información ex-post. Se prevé
la necesidad de revisar y eventualmente homologar entre las partes, los plazos de entrega
de información para los eventos de falla, de manera de cumplir con los requerimientos de
las respectivas normativas de cada país.
4. Información ex-post del régimen de interconexión: se prevé la necesidad de agregar
información en el control diario de la operación, lo que eventualmente podría implicar
modificar los plazos de envío de información. Por otro lado, y conforme al régimen
económico que se establezca, podría requerirse la definición de un nuevo estado operativo
de las unidades a incluir en el movimiento de equipos, bajo los cuales se realiza el cálculo
de las transferencias y análisis de la operación.
5. Habilitación de equipamiento operativo: en relación con la operación en tiempo real y el
sistema de monitoreo requerido para un régimen de exportación permanente, se prevé la
necesidad de habilitar en el CDC líneas Hot-Line o punto a punto, que permitan
comunicación directa con CAMMESA, las que deberán estar siempre operativas. Asimismo
y a efectos de monitorear modos de oscilación bajo las distintas condiciones que puedan
estar afectos los sistemas, se requiere garantizar la operación y registro permanente de una
PMU en cada extremo de la interconexión, la que deberá ser incorporada a la plataforma
WAM del CDEC-SING. Para efectos de las pruebas de interconexión, AESGener habilitó
una PMU en S/E Angamos la que actualmente se encuentra operativa.
6. Política de operación ante apertura intempestiva de la línea: a la fecha se cuenta con una
propuesta de parte de AES Gener para implementar una lógica de tres oscilaciones en la
protección habilitada en la línea de transmisión 345 Kv Salta – Andes. No obstante, esta
lógica debe ser revisada y confirmada con análisis que deben ser realizados con la base de
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datos en DigSilent, lo que aún se mantiene pendiente. Sin perjuicio de esto, se prevé que la
interconexión puede mantenerse en operación con límite máximo permitido, utilizando la
protección habilitada para las pruebas de interconexión, la que actúa ante un flujo máximo
de 380 MW si se mantiene presente por un tiempo igual o mayor a 5 segundos.
Independiente del esquema de protecciones que se utilice para mantener un régimen de
interconexión permanente, se deben establecer criterios para reponer la interconexión
conforme a las condiciones en que se prevé puedan quedar ambos sistemas post apertura
de la línea Salta-Andes. Esto implicará contar con una política operativa que será abordada
en el trabajo de protocolos técnicos, la que deberá ser implementada entre CDEC-SING y
CAMMESA.
7. Trabajo permanente con CAMMESA: se prevé la necesidad de mantener un trabajo
permanente de monitoreo y análisis de la interconexión con CAMMESA, a efectos de
identificar situaciones que podrían requerir atención y definición de medidas operativas para
garantizar y mantener la seguridad y operación económica del SING. Esto implicaría entre
otras cosas, reuniones de coordinación, estudios conjuntos para identificar eventuales
modos de oscilación o efectos de la interconexión sobre los sistemas, actualización de las
bases de datos y condiciones de los sistemas, considerando la dinámica de cada sistema y
los cambios topológicos que estos puedan incorporar.
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5.
SI LA SOLICITUD DE EXPORTACIÓN IMPLICA LA CONSTRUCCIÓN O
AMPLIACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN, CUÁLES SERÍAN ÉSTAS Y
SI ESTO INCLUYE INSTALACIONES DE OTROS COORDINADOS.
En relación a los impactos en el sistema de transmisión, se debe señalar que se prevén
aumentos significativos de demanda en la zona sur-cordillera del SING, de acuerdo a lo
informado por Minera Escondida y Minera Zaldívar, parte de los cuales consideran
desarrollos en transmisión, por lo cual sólo se identifica la necesidad de nuevos refuerzos en
el sistema de transmisión de dicha zona a partir del año 2023, sin considerar la operación
interconectada del SING con el SADI.
Consistentemente con lo anterior, los análisis realizados en el informe "Propuesta de
Expansión del Sistema de Transmisión del SING", publicado por este CDEC con fecha 30 de
octubre de 2014, evidencian que una vez que los proyectos OGP1 y EWS de Minera
Escondida se encuentren a plena carga, nuevos aumentos de demanda en la zona surcordillera requerirían refuerzos adicionales en el sistema de transmisión de dicha zona,
específicamente en el tramo O’Higgins-Domeyko.
En el caso de considerar una operación interconectada de ambos sistemas, con exportación
hacia el SADI, esto es equivalente a un aumento de demanda en la zona señalada, por lo
tanto es esperable que se requieran para el año 2017 los refuerzos indicados, en función de
la magnitud de las transferencias que se pudiesen dar. Cabe destacar que los resultados del
escenario analizado en el informe señalado, que considera transferencias de 250 MW, así lo
confirman.
En virtud de lo anterior, resulta esperable que una exportación hacia el SADI deba ajustarse
en función de la capacidad de transmisión disponible en los tramos citados, mientras no se
realicen los refuerzos –u otras obras equivalentes- recomendados por CDEC-SING.
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