informe estudio de flujo de potencia por conexión de la se chiloé, rev d

8/17/2019 Informe Estudio de Flujo de Potencia Por Conexión de La SE Chiloé, Rev D

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INFORME

ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA

POR CONEXIÓN DE LA SE CHILOÉ 220/110 kV

Santiago, Mayo de 2013


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ÍNDICE

1. RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................................................... 3

2. ANTECEDENTES ..................................................................................................................................... 4

3. PARÁMETROS TÉCNICOS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SUBSISTEMA ESTUDIADO . 5

4. DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO DEL SUBSISTEMA ............................................................11

5. ESTUDIO DE FLUJOS DE CARGA .........................................................................................................12

5.1. ACTUALIZACIÓN BASES DE DATOS PARA ESTUDIOS ...............................................................................12 5.2. DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ...............................................................................................................13 5.3. CRITERIOS DEL ESTUDIO ....................................................................................................................14 5.4. RESULTADOS DEL ESTUDIO ................................................................................................................17

5.5. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DE LOS FLUJOS DE POTENCIA ...................................................................21

6. CONCLUSIONES .....................................................................................................................................26

6.1. CONSIDERACIONES GENERALES ...........................................................................................................26 6.2. ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA.......................................................................................................26

ANEXO A: RESULTADOS FLUJOS DE POTENCIA ESCENARIO ACTUAL ...................................................28

A.1. DEMANDA MÁXIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÁXIMA LOCAL ............................................................................28 A.2. DEMANDA MÁXIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÍNIMA LOCAL .............................................................................30 A.3. DEMANDA MÍNIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÁXIMA LOCAL .............................................................................32 A.4. DEMANDA MÍNIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÍNIMA LOCAL .............................................................................34

ANEXO B: RESULTADOS FLUJOS DE POTENCIA ESCENARIO PROYECTADO ........................................36

B.1. DEMANDA MÁXIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÁXIMA LOCAL ............................................................................36 B.2. DEMANDA MÁXIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÍNIMA LOCAL .............................................................................38 B.3. DEMANDA MÍNIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÁXIMA LOCAL .............................................................................40 B.4. DEMANDA MÍNIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÍNIMA LOCAL .............................................................................42

ANEXO C: RESULTADOS FLUJOS DE POTENCIA, ANÁLISIS DE TRANSPOSICIÓN .................................44


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1. RESUMEN EJECUTIVO

STS está desarrollando un proyecto para mejorar la calidad de suministro del sistemaeléctrico asociado a la Isla Grande de Chiloé, que consiste en la alimentación de las cargas

a través de una línea en 220 kV desde la SE Melipulli hasta la futura SE Chiloé. En la SE

Chiloé se pondrá en servicio el Banco de auto-transformadores monofásicos 220/110 kV,

con una capacidad nominal de 90 MVA y CTBC. La barra de 110 kV de la SE Chiloé dispone

de tres paños de línea y un paño de transformación. Las líneas conectadas a la Barra de

110 kV son las siguientes:

Chiloé – Ancud

Chiloé – Degañ

Chiloé – Pid Pid

En este contexto, STS ha solicitado a la Empresa consultora ENACSEL EIS que desarrolle un

estudio de flujo de potencia que permita determinar en forma estática los perfiles de

tensión y las transferencias de potencia que se producirán para el escenario topológico

proyectado. De esta manera, se cumple con las exigencias establecidas en la Norma

Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio NTSyCS.

El Estudio se desarrolla con plena rigurosidad técnica, empleando los parámetros

eléctricos de las nuevas instalaciones, de acuerdo a lo establecido en las bases de datos

DigSilent que STS ha entregado a ENACSEL EIS y los niveles de transferencia de potencia

en las líneas de STS informados por la propia empresa. Adicionalmente, se actualizan las

demandas máximas y mínimas de las SSEE del sistema Melipulli - Quellón.

El presente estudio fue desarrollado para los escenarios de operación detallados a

continuación:

Demanda Máxima y Generación Máxima local.

Demanda Mínima y Generación Máxima local.

Demanda Máxima y Generación Mínima local.

Demanda Mínima y Generación Mínima local.


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2. ANTECEDENTES

Para realizar este Estudio se utilizó la información proporcionada por la empresa STS parael sistema de 220 kV de SE Melipulli y 110 kV de las SSEE Melipulli, Los Molinos, El

Empalme, Calbuco, Colaco, Ancud, Degañ, Pid Pid, Castro, Chonchi y Quellón, que

consistió básicamente en lo siguiente:

Modelo Digsilent con características eléctricas de:

o Tipos de conductor y estructuras de la línea Melipulli – Chiloé 220 kV.

o Parámetros de impedancias de secuencia y máxima capacidad de

transporte de las líneas de 110 kV Melipulli – Los Molinos, Los Molinos – El

Empalme, El Empalme – Colaco, El Empalme – Calbuco, Colaco – Ancud,Chiloé – Ancud, Chiloé – Degañ, Chiloé – Pid Pid, Pid Pid – Castro, Castro -

Chonchi y Chonchi – Quellón.

o Información de los transformadores de poder en las subestaciones

siguientes: Melipulli, Los Molinos, El Empalme, Calbuco, Colaco, Ancud,

Degañ, Pid Pid, Castro, Chonchi y Quellón.

Diagramas unilineales, de la SE Chiloé.

Demandas máximas y mínimas concentradas en las barras de Media Tensión de las

SSEE Melipulli, Los Molinos, El Empalme, Calbuco, Colaco, Ancud, Degañ, Pid Pid,

Castro, Chonchi y Quellón.


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3. PARÁMETROS TÉCNICOS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL

SUBSISTEMA ESTUDIADO

Parámetros de Línea Melipulli – Los Molinos

Descripción Valor

Tramo Melipulli – Cruce Paredes

Longitud de la Línea km 11,46

Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0892

Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3368

Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2326

Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4713Tramo Cruce Paredes – Los Molinos





Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4960

Parámetros de Línea Los Molinos – El Empalme

Descripción ValorLongitud de la Línea km 14,81





Parámetros de Línea El Empalme - Calbuco

Descripción Valor







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Parámetros de Línea El Empalme - Colaco

Descripción Valor

Tramo 1






Tramo 2




Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2287Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,3544

Parámetros de Línea Chiloé - Ancud

Descripción Valor

Tramo 1




esistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4182


Tramo 2






Parámetros de Línea Chiloé - Degañ

Descripción ValorLongitud de la Línea km 0,16






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Parámetros de Línea Melipulli - Chiloé

Descripción Valor

Tramo 1






Tramo 2




Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2277Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,3544

Tramo 3






Tramo 4

Longitud de la Línea km 25,200Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0882




Tramo 5







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Tramo 6


Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0882Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3975



Tramo 7






Parámetros de Línea Chiloé – Pid Pid

Descripción Valor

Tramo 1





Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4905Tramo 2






Tramo 3


Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2656Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3858




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Parámetros de Línea Pid Pid - Castro

DescripciónValor






Parámetros de Línea Castro - Chonchi

Descripción Valor

Tramo 1Longitud de la Línea km 8,03





Tramo 2



Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,4222Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,6827



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Parámetros de Línea Chonchi - Quellón

Descripción Valor

Tramo 1Longitud de la Línea km --

Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km --

Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km --

Resistencia de Secuencia Cero Ω/km --

Reactancia de Secuencia Cero Ω/km --

Tramo 2



Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3952Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,8869


Tramo 3







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4. DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO DEL SUBSISTEMA

Sistema EquivalenteSE Melipulli 220 kV

Central Trapén

SE Los Molinos110 kV

SE El Empalme110 kV

SE Colaco110 kV

SE Calbuco110 kV

SE Ancud110 kV

SE Degañ23 kV

Central Degañ

SE Chiloé110 kV

52H1

52H2

52H3

52H1

52H1

52HT

52H2

52H3

52H2

52HT1

52H1

52H152H1 52H2

52HT1

52ET1

SE Castro110 kV

SE Pid Pid110 kV

SE Degañ110 kV

Banco de

Autotransformadores220/110 kV

52HT1

52ET1

52HT1

52ET1

13,62 km

52HT1 52ET1

14,81 km

22,58 km

21,92 km

34,67 km

32,78 km 8,07 km

0,16 km

52HT1 52ET1

SE Calbuco23 kV

52JL1 52JT11

52HT11

63,99 km

52H1

SE Chonchi110 kV

52HT1

52ET1

SE Quellón110 kV

SE Quellón23 kV

Centrales de SE Quellón

PMGD Central Don

Red MT

52HT1 52ET1

17,89 km

58,37 km

Lado Continente

Lado Isla

43,00 km

52JT1


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5. Estudio de Flujos de Carga

Los análisis asociados al Estudio de Flujo de Potencia, se han basado en el cumplimientode lo establecido en la NTSyCS. Se verificará el correcto cumplimiento de los estándares

operacionales establecidos en el Capítulo N° 5 de dicha norma.

En este contexto, se realizan simulaciones del SIC en régimen estacionario, considerando

las condiciones operacionales del sistema Melipulli - Quellón que se describen más abajo,

para los escenarios definidos por STS, sobre la base de datos del SIC entregada por dicha

empresa.

5.1. Actualización Bases de Datos para Estudios

Para el análisis se ha incorporado la línea expresa Melipulli – Ancud, tramo Melipulli -

Colaco a la base de datos de Power Factory entregada por STS.

5.1.1. Proyección de Demandas

Se actualizaron las demandas máximas y mínimas de las siguientes subestaciones, según la

información entregada por STS para el presente Estudio.

El Empalme

Calbuco

Colaco Ancud

Degañ

Pid Pid

Castro

Chonchi

Quellón

Las demandas para el resto de las subestaciones se mantuvo de acuerdo al modelo

DigSilent entregado.


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5.1.2.

Escenario de generación mínima

Para el análisis de los escenarios con generación mínima local en la condición topológica

actual, se ha considerado lo siguiente:

Central Los Molinos: Fuera de servicio

Central Degañ: 8,50 MVA

Central Dongo: 6,30 MVA

Centrales que confluyen a la SE Quellón: 5,03 MVA

Para el análisis de los escenarios con generación mínima local en la condición topológica

proyectada, se ha considerado lo siguiente:

Central Los Molinos: Fuera de servicio

Central Degañ: Fuera de servicio

Central Dongo: Fuera de servicio

Centrales que confluyen a la SE Quellón: Fuera de servicio

5.2.

Definición de EscenariosEl estudio estático verificará que el comportamiento operacional del sistema se encuentre

dentro de los estándares que se ha impuesto la NTSyCS, para la condición operacional

proyectada para el sistema Melipulli - Quellón.

Escenario 1: Caso Base: Condición de operación actual.

o Transformador T11 alimentando entre las SSEE Melipulli y Colaco.

o Transformador T55 alimentando desde la SE Ancud hasta la SE Quellón.

Escenario 2: Condición de operación proyectada

o Transformador T11 alimentando entre las SSEE Melipulli y Colaco.

o SSEE Ancud, Degañ, Pid Pid, Castro, Chonchi y Quellón alimentadas desde la SE

Chiloé 220/110 kV.


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Cada uno de estos escenarios será analizados para las siguientes condiciones de

generación y demanda:

o Demanda Máxima y Generación Máxima.

o

Demanda Mínima y Generación Máxima.o Demanda Máxima y Generación Mínima.

o Demanda Mínima y Generación Mínima.

Para todos los escenarios de operación se considera a las Centrales Trapén, Degañ, Dongo

y Quellón operando según los siguientes criterios:

o Dentro de su carta de operación

o Potencia aparente nominal

5.3. Criterios del Estudio

5.3.1.

Consideraciones NormativasA continuación se presentan los estándares definidos para el control de tensión y la

transferencia de potencia por elementos serie definidos en el Capítulo Nº 5 de la NT de

SyCS. Cada uno de estos estándares, tal cual se detalla seguidamente, se refiere a un

desempeño mínimo exigible a Clientes regulados del sistema, en condiciones de régimen

permanente.

Artículo 5-25El SI deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e instalaciones del Sistema

de Transmisión y compensación de potencia reactiva disponibles, y suficientes márgenes y

reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras, compensadores estáticos y

sincrónicos, para lo cual el CDC y los CC, según corresponda, deberán controlar que lamagnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre:

a) 0,97 y 1,03 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal igual o superior a 500 [kV].

b) 0,95 y 1,05 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].

c) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal inferior a 200 [kV].|

Artículo 5-29En Estado de Alerta el CDC y los CC deberán controlar que la magnitud de la tensión en las

barras del SI esté comprendida entre:a) 0,96 y 1,04 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal igual o superior a 500 [kV].

b) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].

c) 0,91 y 1,09 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal inferior a 200 [kV].


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Artículo 5-26

Para mantener las tensiones permanentemente dentro de la banda de variación permitida

en el presente título, el CDC podrá instruir a los Coordinados la operación, conexión y/odesconexión de:

a) Bancos de condensadores shunt.

b) Condensadores síncronos.

c) Reactores shunt.

d) Compensadores estáticos de potencia reactiva.

e) Bancos de transformadores y autotransformadores con cambiadores de tap.

f) Unidades generadoras con capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva.

Artículo 5-32

La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cadaElemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico o máxima corriente

admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión, el Límite por

Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La DO deberá mantener

debidamente actualizada esta información en la página WEB del CDEC.

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

transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en riesgo el

sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreas determinadas por los

extremos receptor y el emisor de la instalación de transmisión.

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

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

Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta.

5.3.2. Código de colores para cumplimiento Normativo

Los respaldos de la información tabulada en los siguientes cuadros se presentan en el

Apartado 5.4. En los Anexos A y B, se muestran los diagramas unilineales asociados a cada

uno de los casos analizados.

Para efectos de determinar el nivel de cumplimiento con los estándares impuestos por la

NT de SyCS, en las tablas siguientes se destacan las celdas que no cumplen con losestándares ó se encuentran cerca del incumplimiento, empleando el siguiente código de

colores:


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Código

Transferencias en Elementos Series (Líneas y Transformadores)

Transferencia entre un 90% y 100% de la capacidad nominalTransferencia superior al 100% de la capacidad nominal

Incumplimientos de condición n-1

Transferencias aceptables

Tensiones en Barras Excede límite superior de banda de tensión

Bajo límite inferior de banda de tensión

Dentro de la Norma

IMPORTANTE: como criterio para establecer si instalaciones con redundancia de vínculocumplen con el criterio de seguridad n-1, se considerará que la razón entre la potencia

transferida por ambos elementos serie y la menor de las potencias nominales entre estos

elementos debe ser inferior a 88%. Este criterio contempla que:

En condición de alerta del sistema el voltaje debe variar como máximo hasta 0,93

pu

Los errores inherentes a la modelación del sistema de potencia en estudio son

inferiores a un 5%.


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5.4. Resultados del Estudio5.4.1. Perfiles de voltaje en las barras del sistema Melipulli - Quellón

Tabla 3.1: Voltajes en kV y en pu en las barras entre las SSEE Melipulli y Colaco

Tabla 3.2: Voltajes en kV y en pu en las barras entre las SSEE Ancud y Quellón

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

Melipulli B1 220 kV 227,696 1,04 227,697 1,04 227,694 1,04 227,694 1,04 227,699 1,04 227,701 1,04 225,499 1,03 227,589 1

Melipulli B2 220 kV 227,697 1,04 227,697 1,04 227,697 1,04 227,697 1,04 227,697 1,04 227,697 1,04 225,497 1,03 227,585 1

Melipulli B1 110 kV 113,033 1,03 113,034 1,03 113,511 1,03 113,511 1,03 113,800 1,04 113,801 1,04 113,605 1,03 113,245 1

Melipulli B2 110 kV 114,797 1,04 0,000 0,00 116,322 1,06 0,000 0,00 113,830 1,04 0,000 0,00 114,043 1,04 0,000 0Los Molinos B1 110 kV 112,738 1,03 112,738 1,03 112,598 1,02 112,599 1,02 114,103 1,04 114,104 1,04 113,299 1,03 112,939 1

El Empalme B1 110 kV 111,450 1,01 111,450 1,01 111,308 1,01 111,309 1,01 113,666 1,03 113,667 1,03 112,858 1,03 112,495 1

El Empalme B1 23 kV 23,3 1,01 23,30 1,01 23,268 1,01 23,268 1,01 23,47 1,02 23,474 1,02 23,303 1,01 23,23 1

Calbuco B1 110 kV 110,834 1,01 110,835 1,01 110,692 1,01 110,692 1,01 113,418 1,03 113,419 1,03 112,608 1,02 112,244 1

Calbuco B1 23 kV 23,148 1,01 23,148 1,01 23,117 1,01 23,117 1,01 23,199 1,01 23,199 1,01 23,381 1,02 23,304 1

Colaco B1 110 kV 110,896 1,01 110,896 1,01 110,753 1,01 110,754 1,01 113,489 1,03 113,490 1,03 112,679 1,02 112,315 1

Colaco B2 110 kV 113,006 1,03 0,000 0,00 112,575 1,02 0,000 0,00 112,930 1,03 0,000 0,00 112,773 1,03 0,000 0

Colaco B1 23 kV 23,248 1,01 23,249 1,01 23,217 1,01 23,217 1,01 23,233 1,01 23,233 1,01 23,357 1,02 23,281 1

Elemento

Dem. Máx. Gen. Máx. Dem. Máx. Gen. Mín. Dem. Mín. Gen. Máx. Dem. Mín. Gen. Mín.

Actual Proyectado Actual Proyectado Actual Proyectado Actual Proyectado

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

Melipulli B1 220 kV 227,696 1,04 227,697 1,04 227,694 1,04 227,694 1,04 227,699 1,04 227,701 1,04 225,499 1,03 227,589 1

Chiloé 220 kV 0,000 0,00 226,493 1,03 0,000 0,00 222,210 1,01 0,000 0,00 228,746 1,04 0,000 0,00 227,001 1

Chiloé 110 kV 114,508 1,04 115,980 1,05 109,117 0,99 116,476 1,06 111,646 1,02 114,743 1,04 113,976 1,04 116,138 1

Ancud B1 110 kV 111,133 1,01 114,959 1,05 107,289 0,98 115,461 1,05 113,986 1,04 114,318 1,04 109,773 1,00 115,721 1

Ancud 23 kV 22,849 0,99 23,248 1,01 22,044 0,96 23,351 1,02 23,468 1,02 23,138 1,01 22,590 0,98 23,425 1

Ancud B2 110 kV (Reg) 115,391 1,05 114,959 1,05 112,811 1,03 115,461 1,05 109,468 1,00 114,319 1,04 116,390 1,06 115,721 1

Colaco B2 110 kV 113,006 1,03 0,000 0,00 112,575 1,02 0,000 0,00 1 12,930 1,03 0,000 0,00 112,773 1,03 0,000 0

Degañ 110 kV 114,516 1,04 115,988 1,05 109,115 0,99 116,471 1,06 111,658 1,02 114,755 1,04 113,976 1,04 116,137 1

Degañ 23 kV 23,246 1,01 23,158 1,01 23,081 1,00 22,897 1,00 23,051 1,00 24,339 1,06 23,256 1,01 23,131 1

Pid Pid 110 kV 111,890 1,02 113,422 1,03 105,747 0,96 111,120 1,01 111,307 1,01 114,451 1,04 111,722 1,02 113,672 1

Pid Pid 23 kV 23,061 1,00 23,392 1,02 21,733 0,95 22,895 1,00 22,938 1,00 23,603 1,03 23,195 1,01 23,438 1

Castro 110 kV 111,614 1,02 113,153 1,03 105,321 0,96 110,193 1,00 111,435 1,01 114,583 1,04 111,348 1,01 113,274 1

Castro 23 kV 23,884 1,04 23,289 1,01 22,498 0,98 22,661 0,99 23,051 1,00 23,714 1,03 23,033 1,00 23,438 1

Chonchi 110 kV 111,657 1,02 113,205 1,03 104,898 0,95 108,016 0,98 112,519 1,02 115,652 1,05 110,568 1,01 112,436 1

Chonchi 23 kV 23,288 1,01 23,615 1,03 21,859 0,95 22,540 0,98 23,425 1,02 24,082 1,05 23,136 1,01 23,434 1

Quellón 110 kV 112,027 1,02 113,577 1,03 104,384 0,95 104,725 0,95 114,365 1,04 117,466 1,07 109,309 0,99 111,205 1

Quellón 23 kV 23,066 1,00 23,095 1,00 23,001 1,00 23,025 1,00 23,524 1,02 23,575 1,03 23,758 1,03 23,241 1

Dem. Mín. Gen. Mín.Dem. Máx. Gen. Máx. Dem. Máx. Gen. Mín. Dem. Mín. Gen. Máx.

Elemento

Proyectado ProyectadoActual Actual ActualProyectado ProyectadoActual


18/49

Revisión D

18

5.4.2.

Potencias activa y reactiva y porcentaje de carga de los elementos serie del sistema Melipulli - Quellón

Tabla 3.3: Potencias activas y reactivas y porcentaje de carga de los elementos serie entre las SSEE Ancud y Quellón

P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de

Linea Melipulli - Chiloé

Linea Melipulli- Chiloé TR1 0,000 0,000 0,00 3,606 -2,760 3,79 0,000 0,000 0,00 68,556 4,586 57,32 0,000 0,000 0,00 -30,626 -5,291 25,92 0,000 0,000 0,00 30,741 -13,244




Linea Melipulli- Chiloé TR5 0,000 0,000 0,00 3,605 3,383 5,44 0,000 0,000 0,00 6 8,175 9,382 58,08 0,000 0,000 0,00 -30,701 0,618 25,62 0,000 0,000 0,00 3 0,657 -7,387

Linea Melipulli- Chiloé TR6 0,000 0,000 0,00 3,604 5,421 6,65 0,000 0,000 0,00 68,037 10,878 58,31 0,000 0,000 0,00 -30,728 2,577 25,78 0,000 0,000 0,00 30,629 -5,447

Linea Melipulli- Chiloé TR7 0,000 0,000 0,00 3,603 7,103 11,61 0,000 0,000 0,00 67,922 12,102 59,39 0,000 0,000 0,00 -30,751 4,198 26,99 0,000 0,000 0,00 30,606 -3,843

Chiloé T1 0,000 0,000 0,00 3,593 13,369 14,94 0,000 0,000 0,00 67,479 16,577 76,44 0,000 0,000 0,00 -30,839 10,276 34,74 0,000 0,000 0,00 30,523 2,174

Línea Chiloé - Degañ 26,427 -7,030 34,90 2 6,425 -6,969 34,44 0,419 -2,724 3,69 -8,338 -2,792 11,04 3 2,330 -5,522 42,94 3 2,375 -5,109 41,75 -2,391 0,542 3,15 -2,391 0,544

Degan T1 -26,427 7,030 69,20 -26,425 6,969 69,46 - 0,419 2,724 7,26 8,338 2,792 22,73 -32,330 5,522 84,49 -32,375 5,109 82,11 2,391 -0,542 6,31 2,391 -0,544

Central Degan U1-10 17,600 0,000 80,00 17,600 0,000 80,00 8,800 0,000 40,00 -- -- -- 17,600 0,000 80,00 17,600 0,000 80,00 -- -- -- -- -- --

Central Degan U11-21 17,600 0,000 80,00 17,600 0,000 80,00 -- -- -- -- -- -- 17,600 0,000 80,00 17,600 0,000 80,00 -- -- -- -- -- --

Línea Chiloé - Ancud

Línea Chiloé - Ancud TR1 6,469 -12,504 22,90 10,135 0,855 16,60 -26,157 -9,108 46,25 10,135 0,848 16,52 33,885 -10,214 60,45 4,061 0,722 6,83 -26,934 1,421 43,59 4,061 0,715

Línea Chiloé - Ancud TR2 -6,469 12,504 24,54 -10,135 -0,855 16,56 26,157 9,108 46,85 -10,135 -0,848 16,49 -33,885 10,214 60,95 -4,061 -0,722 6,76 26,934 -1,421 43,57 -4,061 -0,715

Línea By-pass Reg. 0,000 0,000 0,00 10,123 1,052 16,60 0,000 0,000 0,00 10,123 1,047 16,52 0,000 0,000 0,00 4,059 0,932 6,83 0,000 0,000 0,00 4,059 0,930

Regulador Ancud 6,445 -12,323 37,79 0,000 0,000 0,00 -26,253 -9,043 77,97 0,000 0,000 0,00 3 3,720 -10,259 92,57 0,000 0,000 0,00 -27,020 1,515 71,10 -- -- --

Ancud T1 10,125 -1,856 68,18 10,123 1,052 65,14 10,126 -1,613 70,35 10,123 1,047 64,85 4,060 -2,169 29,73 4,059 0,932 26,74 4,059 -1,937 30,16 4,059 0,930

BB/CC Ancud 0,000 -2,961 -- 0,000 0,000 -- 0,000 -2,756 -- 0,000 0,000 -- 0,000 -3,123 -- 0,000 0,000 -- 0,000 -2,894 -- 0,000 0,000 --

Línea Colaco-Ancud

Línea Colaco-Ancud TR1 -3,840 -9,969 13,09 0,000 0,000 0,00 -37,857 -11,236 48,57 0,000 0,000 0,00 28,650 -12,409 38,28 0,000 0,000 0,00 -32,065 0,901 39,38 0,000 0,000





Línea Colaco-Ancud TR6 -3,727 -11,277 7,44 0,000 0,000 0,00 -36,493 -10,688 77,02 0,000 0,000 0,00 29,505 -12,676 62,09 0,000 0,000 0,00 -31,180 0,727 58,38 -- -- --

Línea Chiloé - Pid Pid

Línea Chiloé - Pid Pid TR1 19,804 6,422 29,10 19,783 6,178 28,60 25,995 6,745 39,19 48,793 8,374 67,41 -2,547 4,566 8,33 -2,586 4,224 7,76 24,035 -0,348 33,36 24,017 1,920

Línea Chiloé - Pid Pid TR2 19,586 6,925 34,59 19,572 6,711 34,00 25,597 6,963 46,52 47,612 7,755 75,75 -2,563 5,280 10,15 -2,599 4,982 9,48 23,745 0,065 39,53 23,736 2,372

Línea Chiloé - Pid Pid TR3 19,531 7,048 34,76 19,519 6,840 34,16 25,497 7,013 46,64 47,319 7,595 80,01 -2,567 5,458 10,59 -2,604 5,171 9,92 23,672 0,166 39,53 23,665 2,482

Pid Pid T1 13,920 1,997 90,34 13,919 1,932 89,05 13,926 2,271 95,90 13,921 2,030 91,00 7,404 1,915 49,39 7,404 1,900 48,01 7,404 0,674 47,83 7,404 1,903

BB/CC Pid Pid 0,000 -1,206 -- 0,000 -1,241 -- 0,000 -1,071 -- 0,000 -1,189 -- 0,000 0,000 -- 0,000 0,000 -- 0,000 -1,220 -- 0,000 0,000 --

Línea Pid Pid - Castro 5,524 5,237 11,06 5,516 5,106 10,78 1 1,414 4,815 18,69 3 2,936 5,305 47,56 -9,980 3,818 15,34 -10,015 3,564 14,85 1 6,156 -0,354 22,88 1 6,150 0,746

Castro T1 8,857 2,295 58,92 8,858 2,313 58,15 8,859 2,340 62,53 8,858 2,334 59,75 5,590 1,386 37,15 5,590 1,380 36,12 5,590 1,386 37,18 5,590 1,382

Línea Castro - Chonchi

Línea Castro - ChonchiTR1 -3,346 3,232 7,74 -3,354 3,093 7,49 2,519 2,705 6,57 23,840 2,996 38,80 -15,594 2,707 25,32 -15,628 2,478 24,61 10,511 -1,499 16,94 10,507 -0,383

Línea Castro - ChonchiTR2 -3,351 3,521 13,40 -3,358 3,391 12,99 2,516 2,963 11,46 23,717 3,136 64,11 -15,646 2,940 41,93 -15,677 2,731 40,76 10,487 -1,234 27,85 10,484 -0,107

Chonchi T1 4,050 0,087 13,91 4,048 0,036 13,71 4,065 0,311 14,90 9,859 -0,078 34,99 - 1,431 0,780 5,71 - 1,436 0,752 5,54 4,377 -0,897 15,49 4,379 0,312

BB/CC Chonchi 0,000 -1,230 -- 0,000 -1,265 -- 0,000 -1,084 -- 0,000 -1,153 -- 0,000 0,000 -- 0,000 0,000 -- 0,000 -1,214 -- 0,000 0,000 --

Central Dongo U1-U2 6,000 0,000 80,00 6 ,000 0,000 80,00 6 ,000 0,000 80,00 -- -- -- 6,000 0,000 80,00 6 ,000 0,000 80,00 -- -- -- -- -- --

Línea Chonchi - Quellón

Línea Chonchi- Quellón TR1 -7,414 3,752 22,65 -7,418 3,682 22,27 -1,559 2,934 9,69 13,548 3,325 39,26 -14,348 2,404 39,30 -14,367 2,247 38,22 6,052 -0,053 16,63 6,049 -0,122

Línea Chonchi- Quellón TR2 -7,419 3,780 15,10 -7,423 3,710 14,89 -1,560 2,960 8,66 13,532 3,347 23,93 -14,364 2,428 23,77 -14,381 2,273 23,13 6,049 -0,025 10,27 6,047 -0,093

Quellón T1 -7,536 5,824 50,82 - 7,536 5,819 50,18 -1,590 4,831 29,13 13,211 4,943 80,52 -14,682 4,302 80,16 -14,683 4,292 79,99 5,992 2,012 34,57 5,992 2,019

Central Chiloé U1-U5 6,000 0,000 80,00 6,000 0,000 80,00 -- -- -- -- -- -- 6,000 0,000 80,00 6,000 0,000 80,00 -- -- -- -- -- --

Central Chiloé U6-U9 4,800 0,000 80,00 4 ,800 0,000 80,00 4 ,800 0,000 80,00 -- -- -- 4,800 0,000 80,00 4 ,800 0,000 80,00 -- -- -- -- -- --

Central Quellón II 10,000 0,000 89,99 10,000 0,000 89,99 10,000 0,000 89,99 -- -- -- 10,000 0,000 89,99 10,000 0,000 89,99 -- -- -- -- -- --

Actual Proyectado Actual

Elemento


ProyectadoActual Proyectado Actual Proyectado


19/49

Revisión D

19

Tabla 3.4: Potencias activas y reactivas y porcentaje de carga de los elementos serie entre las SSEE Melipulli y Colaco

P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [ MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [ MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [ MVAr] % de

Melipulli T11 -41,444 28, 271 84,46 - 41, 444 28,271 84,46 31, 418 13,239 57, 40 31,418 13, 239 57,40 -57,501 22, 527 103,97 - 57, 501 22,527 103, 97 14, 975 2,256 25, 74 14,974 2, 247

Melipulli T55 3,923 8,342 15,52 0,000 0,000 0,00 38,600 15,228 69,86 0,000 0,000 0,00 -28,180 14,002 52,98 0,000 0,000 0,00 32,574 1,017 55,40 0,000 0,000

Línea Melipulli - Colaco

Línea Melipulli - Colaco TR1 3,878 8,051 9,92 0,000 0,000 0,00 38,478 11,610 43,77 0,000 0,000 0,00 -28,268 11,871 34,13 0,000 0,000 0,00 32,480 -1,305 36,09 0,000 0,000









Línea Melipulli - Los Molinos

Línea Melipulli - Los Molinos TR1 -41,621 22, 571 39,58 - 41, 621 22,571 39,58 31, 310 10,715 27, 55 31,310 10, 715 27,55 -57,754 14, 087 49,22 - 57, 754 14,086 49, 22 14, 917 1,757 12, 49 14,916 1, 769

Línea Melipulli - Los Molinos TR2 -41,842 22, 380 56,70 - 41, 842 22,380 56,70 31, 203 10,878 39, 46 31,203 10, 878 39,46 -58,097 13, 530 70,46 - 58, 097 13,529 70, 46 14, 895 2,184 17, 89 14,894 2, 193

Tra Trapen -72,866 12,913 75,54 -72,866 12,913 75,54 0,218 1,469 1,52 0,218 1,469 1,52 -72,883 12,670 74,61 -72,883 12,669 74,61 0,221 1,487 1,53 0,220 1,478

MS Trapen 74,000 0,000 79,57 74,000 0,000 79,57 -- -- -- -- -- -- 74,000 0,000 79,57 74,000 0,000 79,57 -- -- -- -- -- --

Línea Los Molinos - El Empalme 30,945 9,416 38,82 30,945 9,416 38,82 30,946 9,428 38,87 30,946 9,428 38,87 14,665 0,735 17,37 14,665 0,735 17,37 14,666 0,770 17,49 14,666 0,788

El Empalme T1 12,173 5,442 68,55 12,173 5,442 68,55 12,174 5,445 68,64 12,174 5,445 68,64 6 ,129 1,287 31,57 6,129 1,287 31,57 6,129 1,290 31,80 6 ,129 1,291

Línea El Empalme - Calbuco 7,356 1,663 12,37 7,356 1,663 12,37 7,356 1,666 12,39 7,356 1,666 12,39 3,568 -0,046 5,72 3,568 -0,046 5,72 3,568 -0,035 5,76 3,568 -0,029

Calbuco T1 7,323 2,444 39,91 7,323 2,444 39,91 7,323 2,445 39,96 7,323 2,445 39,96 3,561 0,800 18,64 3,561 0,800 18,64 3,561 0,799 18,57 3,561 0,800

Línea El Empalme - Colaco

Línea El Empalme - Colaco TR1 11,164 2,456 13,90 11,164 2,456 13,90 11,164 2,460 13,91 11,164 2,460 13,91 4,918 0,013 5,84 4,918 0,013 5,84 4,918 0,024 5,88 4,918 0,030

Línea El Empalme - Colaco TR2 11,145 2,754 9,90 11,145 2,754 9,90 11,145 2,757 9,91 11,145 2,757 9,91 4,914 0,353 4,16 4,914 0,353 4,16 4,914 0,360 4,19 4,914 0,364

Colaco T1 11,129 3,181 75,02 11,129 3,181 75,02 11,129 3,183 75,12 11,129 3,183 75,12 4,911 0,851 31,87 4,911 0,851 31,87 4,911 0,850 31,80 4,911 0,851

Elemento


Actual ProyectadoActual Proyectado Actual Proyectado Actual Proyectado


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5.4.3.

Posición de los cambiadores de TAP de los transformadores de poder del sistema Melipulli -Quellón

Tabla 3.5: Posición de los cambiadores de TAP de los transformadores entre las SSEE Melipulli y Colaco

Tabla 3.6: Posición de los cambiadores de TAP de los transformadores entre las SSEE Ancud y Quellón


Tap Tap Tap Tap Tap Tap Tap Tap

Melipulli T11 -4 -4 -2 -2 -3 -3 -1 0

Melipulli T55 -2 -- -4 -- -2 -- -1 --

Tra Trapen 0 0 0 0 0 0 0 0

El Empalme T1 -3 -3 -3 -3 0 0 0 0

Calbuco T1 -1 -1 -1 -1 1 1 0 0

Colaco T1 -2 -2 -2 -2 1 1 0 0


Elemento


Tap Tap Tap Tap Tap Tap Tap Tap

Chiloé T1 1 -3 1 -5 1 -1 1 -2

Degan T1 0 1 -1 2 0 -1 1 2

Ancud T1 4 4 4 4 4 4 4 4

Regulador Ancud 7 -- 8 -- 0 -- 5 --

Pid Pid T1 0 0 0 0 0 0 0 0

Castro T1 -3 0 - 3 0 0 0 0 0

Chonchi T1 0 0 0 0 0 0 0 0

Quellon T1 -1 0 -6 -6 0 2 -4 -1


Elemento


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5.5.

Análisis de los resultados de los flujos de potencia

En general, el propósito de un Estudio de flujos de potencia es determinar que bajo las

diferentes condiciones de operación se verifique si:

Las tensiones en las barras del sistema están dentro de la banda permitida.

Las potencias que circulan por las líneas y transformadores que conforman el

sistema son inferiores o iguales a las capacidades nominales o máximas

permitidas.

Se requiere incorporar elementos que mejoren el comportamiento del sistema

en cuanto a las tensiones que se manifiestan en las barras o las potencias que

deben circular.

Los taps que se están utilizando en los transformadores de poder permiten que

las tensiones en sus barras del lado secundario estén siempre dentro de la

banda, ya sea en condiciones de demanda máxima o mínima.

Existe déficit de aportes de generación en el sistema.

A continuación se presenta un análisis para cada una de las condiciones estudiadas en

condición de demanda máxima, a la luz de las consideraciones indicadas en el listado

precedente y los criterios de evaluación consignados según NTSyCS.

5.5.1. Demanda máxima y Generación Máxima

Escenario 1. Caso Base: Condición de operación actual

Las tablas 3.1 y 3.2 muestran que todos los voltajes en las barras estudiadas están

dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la Norma Técnica.

En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que no

existe instalaciones que se encuentren sobrecargadas, siendo el transformadores

de poder N°1 de la SE Pid Pid el más cargado, con un 90,34% de carga. Según lo

informado por STS, esta condición de demanda se debe a un traspaso de carga

desde la SE Castro hacia la SE Pid Pid. Sin perjuicio de lo anterior, se recomienda

realizar las verificaciones que correspondan, con el fin de evitar la operación de las

protecciones de sobrecorriente del 52ET1 de la SE Pid Pid por sobrecarga.

Escenario 2. Condición de operación proyectada

La Tabla 3.1 muestra que todos los voltajes en las barras entre las SSEE Melipulli y

Colaco no sufren variaciones producto del cambio topológico estudiado

encontrándose dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la

Norma Técnica.


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A partir de las tablas 3.2 y 3.6, se determinó que al mantener la posición del TAP

de los transformadores de poder sin CTBC los voltajes se mantienen dentro de la

Norma Técnica. Por otra parte, los transformadores de poder con CTBC de las SSEECastro y Quellón vuelven a la posición nominal producto de las mejoras en los

perfiles de voltaje en el lado 110 kV.








Las líneas Melipulli – Los Molinos, Los Molinos - El Empalme El Empalme – Calbuco

y El Empalme - Colaco no presentan variaciones producto del cambio topológico

estudiado.

5.5.2. Demanda máxima y Generación mínima



dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la Norma Técnica. Sin

perjuicio de lo anterior, los voltajes de las SSEE Ancud, Pid Pid, Chonchi y Quellón

están cerca del límite inferior de voltaje.



de poder N°1 de la SE Pid Pid el más cargado, con un 95,90% de carga. El aumento

en la transferencia de potencia respecto al Caso Base en Demanda Máxima y

Generación Máxima se debe a que se puso en servicio el banco de condensadores

de la SE Pid Pid. Según lo informado por STS, esta condición de demanda se debe a

un traspaso de carga desde la SE Castro hacia la SE Pid Pid. Sin perjuicio de lo

anterior, se recomienda realizar las verificaciones que correspondan, con el fin de

evitar la operación de las protecciones de sobrecorriente del 52ET1 de la SE Pid Pid

por sobrecarga.


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La Tabla 3.1 muestra que todos los voltajes en las barras entre las SSEE Melipulli yColaco no sufren variaciones producto del cambio topológico estudiado

encontrándose dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la

Norma Técnica. Por otra parte, la regulación de voltaje en la barra de 110 kV de la

SE Chiloé, permite mejorar significativamente el voltaje en las barras de las SSEE al

Sur de la SE Ancud, atendiendo que se ha considerado como generación mínima a

las centrales Degañ, Dongo, Chiloé y Quellón II fuera de servicio.

A partir de las tablas 3.2 y 3.6, se determinó que al mantener la posición del TAP de

los transformadores de poder sin CTBC, los voltajes se mantienen dentro de la

Norma Técnica. Por otra parte, el transformador de poder de la SE Ancud (sin

CTBC) opera en TAP nominal producto de las mejoras en los perfiles de voltaje enel lado 110 kV.










estudiado.


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5.5.3. Demanda mínima y Generación máxima




En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que el

Transformador regulador de voltaje de la SE Ancud se encuentra cargado a un

92,57% respecto a su corriente nominal ONAF (40 MVA). De acuerdo a lo indicado

por la empresa STS, este transformador cuenta con una etapa de ventilación

forzada adicional, que le permite transferir una corriente de 250A lo que equivale a

47 MVA a 110 kV. Por lo tanto, su condición de transferencia de potencia es menor

que el porcentaje indicado en la Tabla 3.4. Sin perjuicio de lo anterior, estacondición deja de ser relevante, ya que este equipo quedará fuera de servicio con

la puesta en servicio de la futura línea 220 kV Melipulli – Chiloé y la SE Chiloé

220/110 kV.





de los transformadores de poder sin CTBC los voltajes se mantienen dentro de laNorma Técnica. Por otra parte, los transformadores de poder con CTBC de las SSEE

Castro y Quellón vuelven a la posición nominal producto de las mejoras en los


En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que

existen instalaciones que se encuentren sobrecargadas.

Transformador de poder T11 de SE Melipulli con un 103,97% de carga

respecto a su corriente nominal ONAF (60 MVA): según los ajustes de

protecciones, este transformador pueden ser explotado a un 132% de su

potencia nominal ONAF (79 MVA). Por lo tanto, esta condición detransferencia de potencia no provocará una salida de servicio del

Transformador.


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Los transformadores de poder de las SSEE al sur de Ancud no se encuentran

sobrecargados, siendo el T1 de la SE Degañ el más cargado con un

porcentaje de 82,11%.



estudiado.

5.5.4. Demanda mínima y Generación mínima





existe instalaciones que se encuentren sobrecargadas, siendo el regulador de

voltaje de la SE Ancud el más cargado, con un porcentaje de 71,10%.





de los transformadores de poder sin CTBC, los voltajes se mantienen dentro de la

Norma Técnica. Por otra parte, los transformadores de poder con CTBC de las SSEE

Castro y Quellón vuelven a la posición nominal producto de las mejoras en los



existe instalaciones que se encuentren sobrecargadas, siendo el Transformador de

poder de la SE Pid Pid el más cargado, con un porcentaje de 48,34%.



estudiado.


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6.

Conclusiones

6.1.

Consideraciones generales

El objetivo general del presente Estudio es determinar en forma estática los perfiles de

tensión y las transferencias de potencia que se producirán en el Sistema Melipulli -

Quellón, a causa de la conexión de la línea 220 kV Melipulli - Chiloé. El comportamiento

dentro de las bandas establecidas por la NTSyCS demostrará que la topología y criterios de

operación propuestos para el sistema Melipulli - Quellón son técnicamente factibles.

6.2. Estudio de Flujos de Potencia

La conexión de la línea 220 kV Melipulli – Chiloé y la SE Chiloé 220/110 kV produce unamejora considerable en los perfiles de voltaje, debido a la menor caída de tensión en la

línea 220 kV proyectada y la regulación de voltaje de la barra de 110 kV de la SE Chiloé a

través del transformador de poder de dicha subestación, considerando además el

desventajoso escenario proyectado de “generación mínima”, que excluye a las centrales

Degañ, Dongo, Chiloé y Quellón II del despacho.

En cuanto a modificaciones en la posición de los cambiadores de derivación de los

transformadores sin CTBC (SSEE Ancud, Pid Pid y Chonchi), los resultados obtenidos han

demostrado que no es necesario realizar cambios en este sentido, ya que es posible

mantener una adecuada regulación de voltaje a través de CTBC del banco de

autotransformadores de la SE Chiloé y los bancos de condensadores de las SSEE Pid Pid yChonchi.

El Transformador de poder T11 de SE Melipulli presenta una condición de carga de

103,97% carga respecto a su corriente nominal ONAF (60 MVA). Los ajustes de protección

permiten explotar este transformador hasta un 132% de su potencia nominal ONAF (79

MVA). En consecuencia, la operación en el nivel de carga señalado no provocará su salida

de servicio.

Las magnitudes de tensión y transferencias de potencia en las instalaciones asociadas al

subsistema Melipulli – Colaco 110 kV no sufren variaciones respecto a lo actual con laintroducción de las nuevas instalaciones. Sin embargo, es necesario mantener las

restricciones de potencia en el paño H1 de la SE Los Molinos, con el fin de limitar la

transferencia de carga desde la Central Trapén hacia el Norte.


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En el Anexo C se efectuó análisis acerca de la necesidad de transponer la Línea Melipulli –

Chiloé 220 kV. El análisis se funda en la evaluación del factor de desbalance. Se concluye

que aún cuando el factor de desbalance queda por debajo del límite establecido por laNTSyCS, el efecto del desbalance de cargas hace recomendable efectuar la transposición

completa de la línea Melipulli – Chiloé (dos torres de transposición).


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ANEXO A: Resultados Flujos de Potencia Escenario ACTUAL

A.1. Demanda máxima local y Generación máxima local


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A.2. Demanda máxima local y Generación mínima local


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A.3. Demanda mínima local y Generación máxima local


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A.4. Demanda mínima local y Generación mínima local


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ANEXO B: Resultados Flujos de Potencia Escenario PROYECTADO

B.1. Demanda máxima local y Generación máxima local


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B.2. Demanda máxima local y Generación mínima local


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B.3. Demanda mínima local y Generación máxima local


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B.4. Demanda mínima local y Generación mínima local


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ANEXO C: Resultados Flujos de Potencia, análisis de transposiciónLínea Melipulli – Chiloé 220 kV sin transposición


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Línea Melipulli – Chiloé 220 kV con transposición


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Cálculo de factor de desbalance según IEC 61000-4-30

STS desea conocer el efecto de transponer o no transponer la nueva Línea 220 kV

Melipulli-Chiloé. A continuación se efectúa una evaluación basada en el factor dedesbalance.

Desbalance recomendado según IEC 61000-4-30

Según la norma IEC 61000-4-30 el factor de desbalance se calcula a través de la siguiente

expresión:

Donde UAB, UBC y UCA son los voltajes entre fases.

Según dicha norma, es recomendable que el factor se mantenga bajo un 2%.

Desbalance exigido por la NTCySC, Artículo 5-85 d)

“Para puntos de entrega a clientes en tensiones iguales o inferiores a media tensión, se

deberá cumplir que el 95 % de los valores estadísticos registrados en una semana

cualquiera del año o de siete días consecutivos, de la componente de secuencia negativa de

la tensión, no deberá exceder el 2 % de la correspondiente componente de secuencia

positiva. El valor estadístico de la componente de secuencia negativa de la tensión, será

obtenido en cada intervalo de 10 minutos, como resultado de procesar un conjunto de

mediciones efectuadas en dicho intervalo.

Para puntos de entrega en tensiones superiores a media tensión a clientes concesionarios

de servicio público de distribución, que abastezcan usuarios sometidos a regulación de

precios, se deberá cumplir que el 95 % de los valores estadísticos registrados en una

semana cualquiera del año o de siete días consecutivos, de la componente de secuencianegativa de la tensión, no deberá exceder el 1.5 % de la correspondiente componente de

secuencia positiva.”

En este contexto, la norma técnica chilena es más exigente que la norma IEC en cuanto al

desbalance aceptado para niveles de voltaje superiores a MT. Por lo tanto, se utilizará

como parámetro de evaluación la NTSyCS.


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Evaluación del Desbalance en la Línea 220 kV Melipulli-Chiloé

Al analizar el desbalance en la Línea 220 kV Melipulli-Chiloé, bajo los criterios impuestospor la normativa ya citada se obtienen los siguientes resultados:

Los resultados descritos consideran las siguientes condiciones de análisis:

a) Incluyen el desbalance propio del Sistema de 220 kV.

b) Modela las líneas de transmisión del sistema bajo análisis de acuerdo a su

condición efectiva actual en lo referente a transposición.c) No consideran cargas desbalanceadas, ya que no se dispone de información

suficiente como para incorporar al modelo de análisis.

Los valores obtenidos muestran que al introducir la nueva Línea 220 kV Melipulli-Chiloé

sin transposiciones no se excede el límite de desbalance establecido en la norma IEC

61000-4-30.

Desbalance real en el Sistema bajo análisis

Con el fin de evaluar la condición real de desbalance en el sistema bajo análisis, se han

analizado lecturas efectivas de voltaje entre fases en algunas de las subestaciones de

interés. En las mediciones efectivas de voltaje queda reflejado el efecto agregado de los

siguientes factores de desbalance:

a) Desbalance propio del Sistema, evaluado en Barras de 220 kV de SE Melipulli

b) Desbalance del Sistema bajo análisis por falta de transposición

c) Desbalance de la carga.

A continuación se muestra un resumen de voltajes entre líneas extraídos de la

información entregada por STS, que fue obtenida del sistema SCADA (08-05-2013

10:51:54). Se hace notar que las condiciones para las cuales se ha efectuado este análisisno corresponden a las condiciones de demanda máxima del Sistema bajo análisis, pero

constituyen la mejor aproximación disponible a partir de la familia de datos suministrados

por STS.

Vab kV Vbc kV Vca kV Factor de desbalance uN

Conjunto Con Transposición 223,420 222,823 222,515 0,24%

Conjunto Sin Transposición 222,874 224,753 221,120 0,94%


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Desbalance introducido por el Sistema eléctrico

El desbalance ha sido modelado, por no disponerse de medición efectiva aplicable. El

factor de desbalance calculado en la barra de 220 kV de la SE Melipulli sin considerar las

cargas asociadas a la SE Chiloé (52JL1 de la SE Melipulli abierto) es de un 0,19%.

Desbalance neto introducido por la Línea 220 kV Melipulli-Chiloé

Considerando que el desbalance total del Sistema bajo análisis corresponde al efectoagregado de diversos factores de desbalance, es posible evaluar el efecto de conectar la

nueva línea sin transposición para la peor de las condiciones de análisis disponibles.

La peor condición de análisis corresponde al voltaje desbalanceado de SE Chiloé 110 kV,

equivalente a 0,51%

El desbalance introducido por la nueva línea es de 0,94%, incluyendo el desbalance propio

del Sistema en 220 kV, SE Melipulli.

El desbalance propio del Sistema en 220 kV, SE Melipulli es de -0,19%

El factor de desbalance para la peor condición resulta entonces en 1,26%. Este valor es

inferior al límite impuesto por la Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio.

Conclusión

Los resultados obtenidos permiten concluir que aun cuando la línea 220 kV Melipulli –

Chiloé provoca un aumento considerable en el factor de desbalance actual, no se

transgrede la recomendación establecida en la NTSyCS.

El análisis efectuado considera valores de desbalance efectivos que no necesariamentecorresponden a la peor condición de análisis. Al momento en que STS evalúe la decisión

de transponer o no transponer la nueva línea debe corroborar que no existen mediciones

de voltaje que muestren peores condiciones de desbalance efectivo que las analizadas en

el presente documento.

Vab kV Vbc kV Vca kV Factor de desbalance uN

SE Chiloé 110 kV 112,700 113,700 113,200 0,51%

SE Chonchi 23 kV 23,380 23,470 23,320 0,37%

Datos SCADA


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Con todo, desbalances provocados por cargas futuras pudieran deteriorar el factor de

desbalance más allá de los límites admitidos por la normativa, considerando además que

el margen entre la exigencia de la NTSyCS y el resultado obtenido es solo de un 0,24%. Alrespecto, resulta relevante considerar que el balance de cargas rurales es intrínsecamente

complejo. Balanceando las dificultades técnicas de efectuar la transposición con los

beneficios futuros de disponer de ella, se recomienda efectuar la transposición completa

(dos torres de transposición) de la Línea 220 kV Melipulli - Chiloé.

informe estudio de flujo de potencia por conexión de la se chiloé, rev d

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