estudio de transmisión troncal 2010 · pdf fileocurrencia de una contingencia simple,...

ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL 2010

Ing. Germán Guerrero F.

Santiago, Junio de 2011

RECONOCIMIENTO

LA LICITACIÓN DEL ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL 2010 FUE ADJUDICADA AL CONSORCIO CHILENO-ARGENTINO FORMADO POR SYNEX, ELECTRONET, MERCADOS ENERGÉTICOS Y QUANTUM.

ESTA PRESENTACIÓN ES UN RESUMEN DE LAS CONCLUSIONES DE DICHO ESTUDIO.

LOS COMENTARIOS SON DE RESPONSABILIDAD DE SU AUTOR Y NO NECESARIAMENTE REFLEJAN LA OPINIÓN DEL CONSORCIO.

ALCANCES DEL ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL

Determinación de las tarifas por uso del sistema troncal: Determinación de Instalaciones Troncales y Área de Influencia ComúnDeterminación del Valor Anual de Transmisión por tramo (VATT) del STT existente.

Estudio de Expansión del STT del SICEstudio de Expansión del STT del SING

RESULTADOS GLOBALES DEL VI Y COMA EN EL SIC Y EL SING

VI COMA

SICTRANSELEC 1.369.822 23.358CTNC 37.989 778COLBÚN 32.359 663SINGTRANSELEC 112.449 2.304E - CL 31.67 649

US$ miles al 31 Diciembre 2009

NOVEDADES DEL ESTUDIO 2010

Determinación de las Instalaciones Troncales y del Área de Influencia Común

Esta determinación se hace por primera vezA falta de reglamento fue necesario representar los conceptos cualitativos de la ley por indicadores numéricos que los reflejaran, y umbrales de cumplimiento

Estudio de Expansión del STTHorizonte del estudio de prolonga a 15 años, 2010 - 2025Aplicación de las modificaciones a la NTS&CSAnálisis de Escenarios de Expansión

PROCESO DEL ESTUDIO DE EXPANSIÓN DEL STT EN EL SIC

Definición de los 3 escenarios de Generación y Demanda en el SICPara cada Escenario: Simulación de la operación del SIC y Formulación de Alternativas de Expansión para todos los tramos que presentan congestiones. Ello implica:

Determinar la factibilidad técnica de las alternativas.Determinar límites de transmisión estáticos y dinámicos por tramos para su consideración en el modelo de despachoEvaluación de inversiones y costos de abastecimiento del SIC

Solo una recomendación para la expansión del Sistema TroncalCriterio para recomendación: Soluciones con mínimo costo de arrepentimiento “Minimax”

Verificación de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

Artículo 5-5 de la Norma Técnica (actualizada Septiembre 2010) establece:

• La planificación para el desarrollo del SI deberá ser tal que permita conservar los márgenes y reservas operacionales necesarios para garantizar que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI y puedan provocar la salida incontrolada de las mismas (Criterio N-1).

• La aplicación del Criterio N-1 para efectos de la planificación a que se refiere el presente artículo, no deberá considerar la utilización de los recursos EDAC, EDAG y/o ERAG activados por señal específica (desenganches directos, distintos de los producidos por subfrecuencia o subtensión).

Factor de potencia de las demandas: considera cumplimiento de las disposiciones de la NT.Se consideraron ampliaciones de las líneas y transformadores de sistemas adicionales y de subtransmisión al presentar sobrecargasMantenimiento de unidades generadoras: considerado en los despachos SDDP.

CRITERIOS DE OPERACIÓN

MODELOS DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN

Modelos de simulación usados en el SICCDEC: PLP, Power FactoryCNE: OSE2000, Power FactoryConsultor: SDDP, Power Factory

Características modelos de despachoMisma técnica de optimización: programación dinámica dualOptimización multiembalsesRepresentación de la red a través de flujos linealizadosHidrología : serie histórica 1960 - 2007

Horizonte: abril de 2010 a diciembre de 2025Se utilizó la misma demanda total en escenarios CNE y alternativos

BASES PARA LOS ESCENARIOS

Año Total GWh Crecimiento2010 39,966 1.4%2011 43,598 9.1%2012 45,973 5.4%2013 48,778 6.1%2014 51,552 5.7%2015 54,307 5.3%2016 57,132 5.2%2017 60,123 5.2%2018 63,353 5.4%2019 66,750 5.4%2020 70,300 5.3%2021 73,604 4.7%2022 77,063 4.7%2023 80,685 4.7%2024 84,478 4.7%2025 88,448 4.7%

Demanda total SIC


Demanda Escenario CNEIncluye algunos proyectos mineros, pero retrasadosLa alimentación del proyecto minero Caserones se trasladó a Maitencillo.

Demanda Escenarios alternativos 1 y 2Se agregaron proyectos mineros y se adelantan otros según nueva informaciónConsumo (GWh) Barra 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017-->Caserones Maitencillo 220 0 0 65 380 1050 1050 1050 1050Pascua lama Punta Colorada 220 0 110 132 606 756 864 917 917Cerro Casale-agua Carrera Pinto 220 0 0 0 0 0 40 90 90Cerro Casale -mina Cardones 220 0 0 0 0 70 900 1800 1800El morro Maitencillo 220 0 0 0 0 0 500 1000 1690

Consumo (GWh) Barra 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Caserones Maitencillo 220 0 0 0 0 511 876 1000 1000 1000 1000 1000Proyectos futuros Cardones 220 0 0 0 0 0 170 477 626 820 1030 1261Pascua Lama Punta Colorada 220 0 110 132 606 756 864 917 947 998 1051 1106


Combustibles, Escenario CNE y ALTERNATIVOSLos precios corresponden al ITDPN CNE Abril 2010

Año Carbón Pet. Crudo GNL1 GNL27000 kcal/kg WTI (1) (2)

US$/Ton US$/Ton US$/MMBtu US$/MMBtu 2010 79,9 78,9 11,08 12,752011 90,4 80,5 11,80 13,472012 97,6 83,1 12,24 13,912013 101,5 86,1 7,54 9,212014 106,8 88,7 8,08 9,752015 110,6 91,3 8,47 10,142016 116,9 92,6 8,73 10,402017 120,4 95,5 8,98 10,652018 124,6 99,1 9,60 11,272019 129,2 103,1 10,27 11,942020 134,4 107,5 10,97 12,64

(2) Aplicable a Taltal

(1) Aplicable a San Isidro y Quinteros en el SICNehuenco, Nueva Renca y Candelaria= precio San Isidro + 2.13 US$/MBtu

SIC- PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN ESCENARIO CNE

No incorpora nuevas centrales térmicas antes de 2020 excepto Bocamina 2 y Santa María en construcción. La Central Taltal utiliza GNL a partir de octubre 2013 y cierra el ciclo combinado en Enero 2014, aumentando su capacidad de 240 a 360 MW.Otras centrales existentes en la zona central también utilizan GNL (Quintero TG1 y TG2 a partir de mayo 2010, Candelaria TG1 y Nueva Renca desde abril 2014, Nehuenco 1, Nehuenco 2 y Candelaria TG2 a partir de abril 2019).A partir de 2016 entran en servicio las centrales de HidroAysén.Los proyectos hidroeléctricos de Energía Austral entran en servicio en 2023 y 2024Cmg promedio anual de la energía en Quillota: 80 – 85 US$/MWh

SIC- PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN ESCENARIO CNEESCENARIO CNE

MW CH > 150 MW

CH <150 MW

CT< 150 MW

CT> 150 MW

Eo Geo

2010 561.5 312.0 77.9 171.6 2011 1,250.2 195.2 100.0 685.0 270.0 2012 482.8 240.8 - 242.0 2013 396.0 316.0 30.0 - 50.0 2014 396.0 176.0 120.0 100.0 2015 20.0 20.0 2016 475.0 360.0 50.0 65.0 2017 625.0 460.0 100.0 65.0 2018 615.0 500.0 50.0 65.0 2019 745.0 660.0 20.0 65.0 2020 770.0 770.0 2021 135.0 135.0 2022 1,543.0 934.0 150.0 64.0 395.0 2023 1,144.0 640.0 154.0 350.0 2024 1,251.6 360.0 191.6 700.0 2025 350.0 350.0

10,760.1 5,312.0 1,255.5 455.6 1,977.0 1,500.0 260.0

PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN ESCENARIO ALTERNATIVO 1

En Junio 2014, entra en servicio la central térmica Guacolda 5.No se dispone de GNL para Central Taltal y no se cierra el ciclo combinado.Se posterga la puesta en servicio de la primera central del proyecto de HidroAysén desde 2016 a 2018 y su aporte se reemplaza por el desarrollo de centrales hidroeléctricas en la zona central y sur: proyecto Alto Maipo en Enero 2016 y proyectos Maqueo y Neltume en el primer semestre de 2017.Se desarrollan los proyectos mineros Cerro Casale y El Morro, que agregan 400 MW a las demandas de Cardones y Maitencillo.En 2023 entra en servicio la primera unidad de la Central Térmica Castilla de 320 MW y 2024 Los Robles.Los proyectos hidroeléctricos de Energía Austral se postergan en un año y medio

PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN ESCENARIO ALTERNATIVO 1ESCENARIO ALTERNATIVO 1

MW CH > 150 MW

CH <150 MW

CT< 150 MW

CT> 150 MW

Eo Geo

2010 561.5 312.0 77.9 171.6 - 2011 1,250.2 - 195.2 100.0 685.0 270.0 2012 482.8 - 240.8 - 242.0 2013 396.0 316.0 30.0 - - 50.0 2014 415.0 - 176.0 139.0 - 100.0 2015 516.9 - 516.9 - - 2016 380.0 265.0 - - - 50.0 65.0 2017 1,314.5 1,149.5 - - 100.0 65.0 2018 775.0 660.0 - - 50.0 65.0 2019 565.0 500.0 - - 65.0 2020 460.0 460.0 - - 2021 905.0 770.0 - - 135.0 2022 819.0 360.0 - 64.0 395.0 2023 670.0 - - - 320.0 350.0 2024 960.0 640.0 - - 320.0 2025 414.0 360.0 54.0 - -

10,884.9 5,792.5 1,290.8 474.6 1,567.0 1,500.0 260.0

PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN ESCENARIO ALTERNATIVO 2

En Junio 2014, entra en servicio la central térmica Guacolda 5.No se dispone de GNL para Central Taltal y no se cierra el ciclo combinado. Se posterga la puesta en servicio de la primera central del proyecto de HidroAysén hasta fines de 2020 y se completa el desarrollo en 2024.Entra en servicio una unidad de la Central Térmica Castilla de 320 MW en 2016 y el proyecto Alto Maipo, con las centrales Alfalfal 2 en 2016 y Las Lajas en 2017. Se incorporan los proyectos hidroeléctricos Maqueo en 2018 y Neltume en 2019.Entra en servicio una segunda unidad en la Central Térmica Castilla, de 320 MW en 2019.Se desarrollan los proyectos mineros Cerro Casale y El Morro, que agregan 400 MW a las demandas de Cardones y Maitencillo.En 2024 y 2025 entran una tercera unidad térmica en Castilla y el proyecto térmico Los Robles.Los proyectos hidroeléctricos de Energía Austral no entran en servicio en el horizonte del estudio.

PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN ESCENARIO ALTERNATIVO 2ESCENARIO ALTERNATIVO 2

MW CH > 150 MW

CH <150 MW

CT< 150 MW

CT> 150 MW

Eo Geo

2010 561.5 312.0 77.9 171.6 - - - 2011 1,250.2 - 195.2 100.0 685.0 270.0 - 2012 482.8 - 240.8 - 242.0 - - 2013 396.0 316.0 30.0 - - 50.0 - 2014 279.0 - 40.0 139.0 - 100.0 - 2015 20.0 - 20.0 - - - - 2016 856.0 265.0 156.0 - 320.0 50.0 65.0 2017 434.0 269.0 - - - 100.0 65.0 2018 714.0 400.0 - 64.0 - 185.0 65.0 2019 865.5 480.5 - - 320.0 - 65.0 2020 660.0 660.0 - - - - - 2021 500.0 500.0 - - - - - 2022 855.0 460.0 - - - 395.0 - 2023 1,150.0 770.0 30.0 - - 350.0 - 2024 1,126.9 510.0 296.9 - 320.0 - - 2025 640.0 - - - 640.0 - -

10,790.9 4,942.5 1,086.8 474.6 2,527.0 1,500.0 260.0

COMPARACIÓN PLANES DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN

CH > 150 CH < 150 CT < 150 CT > 150 Eo GeoMW MW MW MW MW MW MW

CNE 10,760.1 5,312.0 1,255.5 455.6 1,977.0 1,500.0 260.0 ALT 1 10,884.9 5,792.5 1,290.8 474.6 1,567.0 1,500.0 260.0 ALT 2 10,790.9 4,942.5 1,086.8 474.6 2,527.0 1,500.0 260.0

COMPARACIÓN ESCENARIOS 2010 - 2025

DIAGNÓSTICO Y SOLUCIONES– ZONA NORTE- ESC. CNE

(1,400)

(1,200)

(1,000)

(800)

(600)

(400)

(200)

‐

200

400

ene11 ene12 ene13 ene14 ene15 ene16 ene17 ene18 ene19 ene20 ene21 ene22 ene23 ene24 ene25

Norte‐Nog

100%

80%

20%

0%


(1,000)

(800)

(600)

(400)

(200)

‐

200

400


Norte‐Paz

100%

80%

20%

0%


(1,000)

(900)

(800)

(700)

(600)

(500)

(400)

(300)

(200)

(100)

‐


Cardo‐Maite

100%

80%

20%

0%

Norte del SIC - Escenario CNE

Los tramos con mayores exigencias son Nogales - Pan de Azúcar y Cardones – Maitencillo y soluciones en 220 kV requerirían líneas de 4 conductores por fase.Se propone construir líneas de 4 conductores por fase en estructuras y aislación 500 kV (para líneas de 220 kV el costo es similar)El tramo Maitencillo – Pan de Azúcar presenta menores exigencias, peroes conveniente construir el mismo tipo de línea para permitir una futura energización en 500 kV entre Pan de Azúcar y Cardones.


Norte del SIC - Escenario CNE

La evaluación comparó la operación de estas líneas en 220 kV o 500 kV en el largo plazoEl resultado indicó la conveniencia de energizar el tramo Nogales – Pan de Azúcar en 500 kV el año 2021


Diego de Almagro – Cardones

Este tramo tiene actualmente sólo un circuito, por lo cual ni se podría prescindir de la generación de Taltal aunque su despacho no fuera económicoEn todos los escenarios se construye nuevo circuito, por ser más económico que mantener a Taltal generando constantemente (diesel o GNL)Segundo circuito depende de :

• Disponibilidad de GNL en Taltal • Cierre de ciclo combinado en Taltal• Desarrollos mineros en Carrera Pinto

Recomendación: Julio de 2016, Diego de Almagro-Cardones, línea de 2x220 kV


DIAGNÓSTICO Y SOLUCIONES– ZONA NORTE-ESC ALT 1

(1,400)

(1,200)

(1,000)

(800)

(600)

(400)

(200)

‐

200

400


Norte‐Nog

100%

80%

20%

0%


(1,000)

(800)

(600)

(400)

(200)

‐

200

400


Norte‐PAz

100%

80%

20%

0%


(1,000)

(900)

(800)

(700)

(600)

(500)

(400)

(300)

(200)

(100)

‐


Card‐Sur

100%

80%

20%

0%

Norte del SIC - Escenario Alternativo 1Es similar al escenario CNE pero las transmisiones de potencia se adelantan debido a los proyectos mineros. Iguales soluciones: líneas de 4 conductores por fase en estructuras para 500 kV, necesarias desde el año 2016.Se evaluaron distintas alternativas de operación:

• Polpaico – Pan de Azúcar – Cardones en 220 kV• Polpaico – Pan de Azúcar en 500 kV y Pan de Azúcar- Cardones en

220 kV• Polpaico – Pan de Azúcar - Cardones en 500 kV


Norte del SIC - Escenario Alternativo 1

La solución mas económica resulta:• Polpaico – Pan de Azúcar en 500 kV y Pan de Azúcar - Cardones

en 220 kV



(1,000)

(800)

(600)

(400)

(200)

‐

200

400

600


Norte‐Nog

100%

80%

20%

0%


(1,000)

(900)

(800)

(700)

(600)

(500)

(400)

(300)

(200)

(100)

‐


Card‐Sur

100%

80%

20%

0%


Las unidades a carbón disminuyen las transmisiones de sur a norte a excepción del tramo Cardones-Maitencillo (suponiendo que la central se ubica en Maitencillo). Por lo tanto, para ese tramo se mantiene la solución de los escenarios anteriores.Desde Nogales hasta Maitencillo, la solución de transmisión debe soportar la salida intempestiva de la futura unidad a carbón de 320 MW cuando una unidad de Guacolda está en mantenimiento, es decir, una holgura de 460 MW.Los proyectos de transmisión deben entrar en servicio el año 2016.



Las soluciones analizadas y que permiten satisfacer los requerimientos de seguridad para el sistema fueron:

• Líneas de 220 kV y 2 conductores por fase• Línea de 500 kV con 4 conductores por fase operadas en 220 kV

La evaluación determinó que es más conveniente la primera opción: Línea de 2 conductores por fase para 220 kV.


Recomendación para el norte:

Las soluciones óptimas son distintas en cada escenarioPara tomar una decisión única se utilizó el criterio de determinar la solución que minimiza el costo máximo de arrepentimiento (método MiniMax Regret)Se decide ahora la construcción del tipo de línea y queda determinada su fecha de puesta en servicio

• Las obras de subestaciones demoran como máximo 2 años y medio por lo tanto la decisión en cuanto al nivel de tensión de operación se puede postergar.

DIAGNÓSTICO Y SOLUCIONES– ZONA NORTE

Recomendación para el norte:La decisión obtenida del MiniMax Regret es la de construir líneas de 500 kV y 4 conductores por fase, entrando en julio de 2016, entre:

- Nogales y Pan de Azúcar- Pan de Azúcar y Maitencillo- Maitencillo y Cardones

DIAGNÓSTICO Y SOLUCIONES– ZONA NORTE

Zona CentralPara el abastecimiento de la zona metropolitana se recomienda laconstrucción de la primera etapa de la Subestación Lo Aguirre en Enero de 2017, seccionando un circuito Alto Jahuel – Polpaico e instalando un solo transformador 500/220 kV.Por razones de seguridad de abastecimiento, se recomienda una nueva línea de 220 kV similar a la actual entre Lo Aguirre y Melipilla para Enero de 2017.Debido a que las modificaciones a la NT impoden considerar esquemas DAG o RAG se recomienda una nueva línea similar a la actual entre Melipilla y Rapel para Enero de 2017

DIAGNÓSTICO Y SOLUCIONES– ZONA CENTRAL

Actual sistema de 500 kV Charrúa – Alto JahuelCon la entrada del tercer circuito de 500 kV Alto Jahuel – Ancoa actualmente en construcción se expande la capacidad de este tramoSe presentan congestiones entre Charrúa y Ancoa debido al ingreso de las unidades térmicas Bocamina 2 y Santa María inyectando en Charrúa. El año 2013 entra en servicio un tercer transformador Charrúa 500/220En cada escenario se evaluó la incorporación de :

• Un tercer circuito de 500 kV entre Charrúa y Ancoa• El proyecto anterior más el tendido del cuarto circuito Alto Jahuel –

Ancoa• Lo proyectos anteriores más un cuarto transformador 500/220 kV en

Charrúa


Actual sistema de 500 kV Charrúa – Alto JahuelLos resultados indicaron:


Proyecto/Escenario CNE ALT1 ALT2Tercer circuito Charrúa-Ancoa NO SI SICuarto circuito Ancoa - Alto Jahuel NO SI SI4to trafo Charrúa 500/220 NO NO NO

En el escenario CNE los beneficios de contar con el tercer circuito Charrúa-Ancoa son mayores a las anualidades en los años 2016 y 2017.Dado que seguramente entrarán proyectos de generación importantes al sur de Charrúa en el período 2016-2020, como algunos de los indicados en los escenarios alternativos, se recomienda la construcción de esta obra lo más pronto posible.La decisión del cuarto circuito Alto Jahuel – Ancoa se posterga al año 2014

ene2015

Julio 2016Julio 2016

(se decide el 2014)


Nuevas obras sistema de 500 kV Charrúa – Alto Jahuel

2012

2016

De Charrúa al Sur

En los tramos Charrúa - Cautín y Cautín – Ciruelos se requieren ampliaciones sólo si aparecen grandes proyectos de generación desde Cautín al Sur.De no instalarse nueva centrales, entre Cautín y Ciruelos es necesario una nueva línea de 2x220 kV con un circuito tendido para el año 2019. La central San Pedro que se conecta en la subestación Ciruelos reduce la necesidad de una ampliación en años anteriores.Antes de la nueva línea Cautín – Ciruelos se recomienda cambiar conductor de uno de los circuitos actuales el año 2017 durante los meses de mayor generación hidráulica al sur de Ciruelos, decisión a tomar el año 2015.

DIAGNÓSTICO Y SOLUCIONES– ZONA SUR

De Charrúa al Sur

Desde Ciruelos al sur, a excepción de Rucatayo, no hay centrales relevantes en construcción, por lo tanto se producen congestiones en el tramo Ciruelos-Valdivia ya el año 2014 en algunas situaciones hidrológicasSe recomienda el cambio de conductor en uno de los circuitos entreCiruelos y Valdivia para entrar en servicio en julio de 2013. Serecomienda realizar estos trabajos durante períodos en que los flujos eneste tramo sean cercanos a cero, de tal manera de mantener un criterio de seguridad ante falla del circuito sano y evitar altos costos de operación.


De Charrúa al Sur

La zona que rodea la subestación Valdivia está saturada, por lo cual resulta difícil y caro acceder con nuevas líneas. Se desarrolla la nueva subestación Pichirropulli, que secciona la línea entre Valdivia y Puerto Montt. Con ello, se puede alimentar Valdivia por las líneas actuales y para los consumos ubicados más al sur se construye una nueva línea entre Ciruelos y Pichirropulli el año 2017.De Pichirropulli al sur se presentan congestiones en algunas series hidrológicas a partir de 2014 pero recién se justifica económicamente un nuevo circuito Pichirropulli – Puerto Montt el año 2018 junto con elcambio de conductor en uno de los circuitos actuales, decisión a tomar el año 2016



De Charrúa al Sur – Resumen de obras

2013

2017

2018

De Charrúa al Sur – Resumen de obras


2019

RESULTADOS: ESTUDIO DE EXPANSIÓN DEL STT

Obras a iniciarse el 2011 - 2014Principales resultados Zona Norte:

• Diego de Almagro – Cardones: Nueva Línea 2x220 kV (2016)• Cardones – Maitencillo : Nueva Línea 2x500 kV (2016)• Maitencillo – Pan de Azúcar : Nueva Línea 2x500 kV (2016)• Pan de Azúcar - Nogales: Nueva Línea 2x500 kV (2016)• Líneas de 500 kV se energizan inicialmente en 220 kV; decisión de

energizar en 500 se puede adoptar más adelante.Principales resultados Zona Centro:

• S/E Lo Aguirre (2017)• Lo Aguirre – Melipilla : Nueva línea 2x220 kV (2017)• Melipilla- Rapel: Nueva línea 1x220 kV (2017)

ESTUDIO DE EXPANSIÓN DEL STT

Principales resultados zona Centro-Sur: • Unión Colbún-Ancoa hasta entrada de tercer circuito Alto Jahuel-

Ancoa (2012)• Tercer circuito Charrúa-Ancoa en línea 2x500 kV (2016)• Cuarto Circuito Alto Jahuel – Ancoa 500 kV (2016)

Principales resultados zona Sur: • Ciruelos-Pichirropulli, Nueva línea 2x220 kV (2017)• Pichirropulli – Puerto Montt, Nueva línea 2x220 kV (2018)• Cautín-Ciruelos, Nueva línea 2x220 kV (2019)

ESTUDIO DE EXPANSIÓN DEL STT

Chena

Maitencillo

P.Azúcar

L.Vilos

Quillota

C.Navia

Cardones

A.Jahuel

Nogales

C.Pinto

Polpaico

(Jul-16)

D.Almagro(Jul-16)

(Jul-16)

(Jul-16)

Melipilla

RapelRodeo

MaipoCandelaria

Las PalmasMonte Redondo

Lo Aguirre(Ene-17) (Ene-17)

(Ene-18)

(Ene-17)

AncoaItahue

Temuco

Charrúa

Valdivia

B.Blanco

P.Montt

Cautín

Ciruelos

Pichirropulli

(Ene-17)

(Ene-17)

(Jun-13)

(Ene-18)

(Jul-16)

(Jul-16)

Hualpén

(Ene-19)

(Mar-18)

A.Jahuel

Colbun

A Candelaria

(Abr-12)

RECOMENDACIÓN DE EXPANSIONES SIC

SE DUPLICA LA INVERSIÓN EN EL SISTEMA TRONCAL

Norte Centro Centro Sur Sur Total2012 3 3 2013 2 2 2014 23 23 2015 21 21 2016 645 60 205 910 2017 121 258 379 2018 28 53 81 2019 121 121

668 208 229 434 1,539 Ampliaciones 3 68 2 73Obras nuevas 665 208 161 432 1466

US$ millones

ASPECTOS CRÍTICOS DEL ESTUDIO

Previsión de Demanda: nivel mensual, curvas de duración de 5 bloques, horizonte de 15 años.Lograr consistencia en la representación de la demanda en el Modelo de Despacho (52 barras) y en el Modelo de Estudios Eléctricos (1165 barras) y en las transmisiones resultantes en el sistema de transmisión.Proceso Iterativo entre Modelos de Despacho y de Estudios Eléctricos.

ASPECTOS METODOLÓGICOS

Separabilidad de los proyectos de ampliación de capacidad de transmisiónLos beneficios de proyectos de ampliación de un tramo específico del STT dependen de la materialización de ampliaciones en otros tramosEvaluación conjunta: no se puede asignar los beneficios totales de disminución de costos de operación entre proyectos que afectan a distintos tramos

No es posible evaluar todas las combinaciones posibles de proyectos y fechas de puesta en servicioSeparación posible:

Quillota/Nogales al norteQuillota/Nogales – Área MetropolitanaCharrúa – Área MetropolitanaCharrúa – Puerto MonttItahue – Alto Jahuel

ALGUNOS COMENTARIOS SOBRE EL ETT

El efecto de haber modificado la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio respecto de la utilización de EDAC por señal directa en el ETT

Evaluaciones económicas resultan erróneasEvaluaciones económicas tienen implícito un costo de falla de corta duración diferente según ubicación del proyecto en evaluación

Otras obligaciones que se imponen al Estudio

SE DEBE IGUALAR CRITERIOS DE OPERACIÓN Y PLANIFICACIÓN

P + ΔP

G, cv

Capacidad n -1 = P

ΔP durante 80 horas de punta/mes, equivalentes a 960 horas/año. En el Estudio de Transmisión Troncal no se puede aplicar EDAC en caso que ocurra la falla de un circuito durante las horas de punta, horas en las cuales la transmisión excede su capacidad n – 1. Las alternativas son generar con la unidad G de costo variable cv durante dichas 960 horas/año o bien ampliar la capacidad de transmisión con un nuevo circuito.Si se decide generar:

ΔP*960*cv2 [fallas/año]*2 [circuitos]*2[horas de corte de carga]* ΔP

= 120*cv US$/MWh

Si G es una turbina de gas con cv = 280 US$/MWh (Taltal diesel), CFCD = 33600 US$/MWh

CFCD tiene un límite superior que se alcanza cuando el costo anual de la generación obligada para no sobrepasar la capacidad n – 1 de la línea durante las horas de punta es igual o superior al costo anual de inversión y operación de un circuito adicional:

ΔP*cv*960 > VATT de una nueva línea. El valor máximo de CFCD implícito será VATT/8*ΔP

El circuito adicional entre Cardones y Diego de Almagro tiene un VATT de 4545 US$ miles. Por lo tanto en este caso, CFCD implícito es = 4545*10^3/8*ΔP US$/MWh.

Si ΔP es, por ejemplo, 30 MW, CFCD = 18938 US$/MWh.Para que el CFCD fuera igual al valor de 3,24 US$/kW establecido en la NT, ΔP tendría que haber sido de 175 MW.

TEMAS QUE CONVENDRÍA ELIMINAR EN PRÓXIMOS ETT

Estudio de cortocircuitos y programa de reemplazo de interruptores

Verificación de la capacidad de barras de las subestaciones

COMENTARIOS SOBRE DESARROLLO FUTURO

Tamaño alcanzado por algunas subestacionesCharrúa: Nº circuitos 220 kV conectados: 23 Capacidad de generación conectada: 2800 MW

Diseño de subestaciones

Condiciones técnicas para el libre acceso al sistema troncal

DESARROLLO FUTURO: “LA CARRETERA PÚBLICA” ?

Ya existe: Ley 19940 de 2004En Escenario 1 del ETT:

2017: Maqueo + Neltume = 890 MW2024: Energía Austral = 1054 MWAdiciones: Ciruelos – Charrúa 2x500 kV

Charrúa – Ancoa 4x500 kVAncoa – A. Jahuel 5x500 kV

Si “Carretera Pública” debe transmitir 2750 MW adicionales:Adiciones: 3x500 kV Puerto Montt – SantiagoPuerto Montt – Ciruelos 3x500 kVCiruelos – Charrúa 5x500 kVCharrúa – Ancoa 7x500 kVAncoa – Santiago 8x500 kV

Todavía hay recursos hidroeléctricos explotables

DESARROLLO FUTURO: “LA CARRETERA PÚBLICA” ?

LOCALIDAD

DISTANCIA DESDE LA COSTA A LA

FRONTERA km

DISTANCIA DESDE LA COSTA A LA

COTA 3000 m km

COTA FRONTERA

m.s.n.m.

TALTAL 192 110 4670

DIEGO DE ALMAGRO 214 125 4320

COPIAPÓ 210 124 4680

MAITENCILLO 157 124 5120

SERENA 140 116 4500

LOS VILOS 110 93 3790

SANTIAGO 180 136 4950

TALCA 187 - 2470

CHILLÁN 175 - 1700

TEMUCO 226 - 1400

PUERTO MONTT 170 - 1050

PROMEDIO 178 144

estudio de transmisión troncal 2010 · pdf fileocurrencia de una contingencia simple,...

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