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REQUERIMIENTOS DE EXPANSIÓN DE SISTEMAS DE LA SUBTRANSMISIÓN

INFORME FINAL

31 Diciembre de 2015

Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015

CDEC SIC

(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central)

Teatinos N°280 – Piso 12

Teléfono: (56 2) 424 6300

Fax: (56 2) 424 6301

Santiago – Chile

Código Postal: 8340434

www.cdecsic.cl

REQUERIMIENTOS DE LA EXPANSIONES DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN

Rev Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó

1 6-11-2015 Informe Preliminar DPD Mauricio Olivares A. Cristián Torres B. Rodrigo Sabaj S.

Vannia Toro

Deninson Fuentes del C. Gabriel Carvajal M.

2 31-12-2015 Informe Final DPD Mauricio Olivares A. Cristián Torres B. Rodrigo Sabaj S.

Vannia Toro

Deninson Fuentes del C. Gabriel Carvajal M.

http://www.cdecsic.cl/


RESUMEN EJECUTIVO

El presente informe realizado por la Dirección de Planificación y Desarrollo del CDEC SIC

(DPD) se elaboró con motivo de las funciones y obligaciones establecidas en el marco del

Reglamento que establece la Estructura, Funcionamiento y Financiamiento de los Centros de

Despacho Económico de Carga, fijado en el Decreto N°291 del año 2007 y modificada

mediante el Decreto 115 del año 2013. Dicho reglamento señala que la DPD debe desarrollar

semestralmente estudios sobre los requerimientos y recomendaciones de corto, mediano y

largo plazo sobre los sistemas de transmisión, entre los cuales se encuentran los sistemas de

subtransmisión.

En este contexto la DPD del CDEC SIC ha desarrollado una metodología para el análisis de la

expansión de los sistemas de subtransmisión, la cual contiene las exigencias establecidas en la

Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios en cuanto al diseño de subestaciones,

topología de conexión y criterios de seguridad. Dicha metodología además incluye el análisis

de suficiencia en el largo plazo de cada sistema de subtransmisión incorporando la eficiencia

técnico-económica de los requerimientos. Finalmente, dada las peculiaridades de cada uno de

estos sistemas, la metodología considera una activa participación de las empresas

subtransmisoras a fin de incorporar su experiencia en la planificación en cada uno de los

sistemas.

Respecto al requerimiento de exigencias normativas, se seleccionaron 8 subestaciones que

poseen tanto instalaciones troncales como de subtransmisión con algún grado de

incumpliendo en cuanto a las exigencias de diseño establecidas en la normativa. Sobre estas la

DPD desarrolló proyectos de normalización para 3 subestaciones: Cardones, Los Maquis y

Valdivia, los cuales fueron elaborados teniendo en cuenta los requerimientos de las

instalaciones de subtransmisión y manteniendo el desarrollo armónico de todas instalaciones

de la subestación a la vez. Dichos proyectos fueron puestos en conocimiento de las empresas

propietarias, a fin de recibir su colaboración mediante observaciones.

Las recomendaciones de expansiones en subestaciones con instalaciones de subtransmisión

producto de normalizaciones, conjuntamente con el plazo de construcción, responsable y

valor de inversión referencial de la obra se presentan en la siguiente tabla.


N° Obra Sistema VI miles de US$

Plazo meses

Responsable

1

Ampliación Subestación Cardones: instalación equipo híbrido para conexión en topología de doble interruptor del ATR 1 (220/110 kV), y conexión a barra de transferencia de los interruptores de JT2 (ATR2 220/110 kV) y JT3 (ATR3 220/110 kV)

STX-B 2.780 24 Transelec

2

Ampliación Subestación Los Maquis: Instalación segundo transformador 220/110 kV (120 MVA) en configuración de doble interruptor entre la barra AIS y GIS, y modificación conexión al transformador existente a la barras GIS en configuración doble interruptor entre la barra AIS y GIS.

STX-C 13.493 28 Colbún

3 Ampliación Subestación Valdivia: Conexión a BT de TR1 (220/66 kV) y TR4 (220/66 kV) en patio de 220 kV y en patio de 66 kV, y otras obras de ampliación menores.

STX-F 1.169 24 STS

Actualmente la DPD está avanzando en la aplicación de la metodología de análisis de la

expansión en el largo plazo, para ello ha comenzado el desarrollo la modelación de los

sistemas de subtransmisión en el software de coordinación hidrotérmica PLP. Los resultados

finales de este análisis se incorporarán en futuras versiones de estos estudios.


INDICE

1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ............................................................................... 7

2 ANTECEDENTES .................................................................................................... 9

3 DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN .......................................... 10

4 EXIGENCIAS REGULATORIAS A LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN Y SU

PLANIFICACIÓN ........................................................................................................... 13

EXIGENCIAS MÍNIMAS PARA EL DISEÑO DE INSTALACIONES ............................................................... 13 4.1

PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO. .............................................................................. 18 4.2

CRITERIOS DE SUFICIENCIA .................................................................................................................. 18 4.3

5 METODOLOGÍA GENERAL DE ANÁLISIS PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE

SUBTRANSMISIÓN ....................................................................................................... 20

6 DIAGNOSTICO DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN ...................................... 25

7 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE

SUBTRANSMISIÓN ....................................................................................................... 27

EXIGENCIA DISEÑO DE SUBESTACIONES .............................................................................................. 27 7.1

7.1.1 S.E. CARDONES .................................................................................................................................... 27

7.1.2 S.E. MAITENCILLO ................................................................................................................................ 28

7.1.3 S.E PAN DE AZÚCAR ............................................................................................................................. 28

7.1.4 S.E LOS MAQUIS ................................................................................................................................... 29

7.1.5 S.E CHENA ............................................................................................................................................ 30

7.1.6 S.E CHARRÚA ....................................................................................................................................... 30

7.1.7 S.E VALDIVIA ........................................................................................................................................ 31

7.1.8 S.E RAHUE ............................................................................................................................................ 32

ANÁLISIS METODOLOGÍA PARA LA REVISIÓN DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO ................................ 33 7.2

8 DESARROLLO PROYECTOS DE NORMALIZACIÓN EN SUBESTACIONES CON

INSTALACIONES DE SUBTRANSMISIÓN ........................................................................ 34

PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E CARDONES ................................................................................. 35 8.1


8.1.1 SITUACIÓN ACTUAL ............................................................................................................................. 35

8.1.2 DESARROLLO DE ALTERNATIVA ........................................................................................................... 37

8.1.3 VALOR DE INVERSIÓN .......................................................................................................................... 42

8.1.4 PLAZO Y RESPONSABLE ........................................................................................................................ 43

PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. LOS MAQUIS.............................................................................. 44 8.2


8.2.2 DESARROLLO DE ALTERNATIVA PROYECTO DE NORMALIZACIÓN ....................................................... 45


8.2.4 PLAZO DE EJECUCIÓN Y RESPONSABLE ................................................................................................ 51

PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. VALDIVIA ................................................................................... 52 8.3


8.3.2 PROYECTO DE NORMALIZACIÓN ......................................................................................................... 54


8.3.4 PLAZO Y RESPONSABLE ........................................................................................................................ 68

ANEXO 1 .... …………………………………………………………………………………………………………………69

ANEXO 2 .... …………………………………………………………………………………………………………………70


1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS

En el marco del Reglamento que establece la Estructura, Funcionamiento y Financiamiento de

los Centros de Despacho Económico de Carga, fijado en el Decreto N°291 del año 2007 y

modificada mediante el Decreto 115 del año 2013, se establecen las responsabilidades y

obligaciones de la DPD1, sobre las cuales, para el presente análisis, se destaca la siguiente:

Artículo 37 bis, b): Realizar los análisis y estudios semestrales sobre los requerimientos de los sistemas de transmisión a que se refiere el literal g) del artículo 3° del presente reglamento, así como los estudios con los requerimientos de adaptación de instalaciones comunes, de diseño conceptual de líneas y subestaciones, la revisión de los estudios de coordinación de protecciones y los demás que señale la normativa vigente. Los análisis y estudios mencionados deberán realizarse con información actualizada, para lo cual los Coordinados deberán periódicamente entregar a la DPD información de proyectos en desarrollo, proyectos en estudio y proyección de demanda de acuerdo a los formatos que las Direcciones Técnicas determinen previa aprobación de la Comisión. Los análisis y estudios mencionados deberán ser enviados a la Comisión y publicados en forma permanente en la página web del CDEC respectivo

En el artículo anterior, se indica la función de desarrollar estudios asociados a los sistemas de

transmisión, referenciando al artículo 3, literal g) del reglamento en cuestión.

Artículo 3º.- Para los efectos del cumplimiento de las funciones del CDEC, todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote, a cualquier título, centrales generadoras, líneas de transporte, instalaciones de distribución y demás instalaciones señaladas en el Artículo 2º del presente reglamento, que se interconecten al sistema, estarán obligados a sujetarse a las instrucciones, procedimientos y mecanismos de coordinación del sistema que emanen, dentro de sus respectivas atribuciones, de los organismos técnicos necesarios de cada CDEC a que se refiere el Artículo 5º del presente reglamento, en la forma que establece su Título III, para efectos de:

a) Preservar la seguridad global del sistema eléctrico; b) Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del

sistema eléctrico; c) Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de

subtransmisión; d) Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión adicionales de

acuerdo a lo establecido en el inciso final del artículo 77° de la Ley; e) Determinar las transferencias económicas entre los integrantes y/o coordinados

del CDEC, según corresponda f) Elaborar los estudios e informes requeridos por la ENERGÍA Comisión Nacional

de Energía, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, o el Ministerio de Energía, dentro de la esfera de sus Respectivas atribuciones, y las demás que establece la normativa vigente,

1 DPD: Dirección de Planificación y Desarrollo.


g) Realizar periódicamente análisis y estudios sobre requerimientos y recomendaciones de expansión de la transmisión de corto, mediano y largo plazo.

De lo indicado se concluye que la DPD debe realizar periódicamente estudios para

recomendar obras en los sistemas de transmisión. En base a lo anterior y dado que el

reglamento no segrega a los sistemas de transmisión a estudiar por su clasificación

regulatoria, se entiende que esta obligación aplica para todos los segmentos, es decir: sistema

de transmisión troncal, subtransmisión y transmisión adicional.

Para el sistema de transmisión troncal se realiza anualmente un análisis de sus

requerimientos de expansión en el contexto de la revisión del Estudio de Transmisión

Troncal. Por otro lado los sistemas de subtransmisión y transmisión adicional no poseen un

estudio particular que analice los respectivos requerimientos de expansión.

En este contexto, el presente estudio sienta las bases para realizar análisis de requerimientos

de expansión en los sistemas de subtransmisión conforme a las necesidades y características

que deben poseer los sistemas de transmisión en cuanto a la seguridad, operación económica

y acceso abierto.

El presente informe aborda los siguientes tópicos

Estudio del contexto normativo de la expansión de los sistemas de transmisión,

básicamente lo que indica la NTSyCS.

Desarrollo de una metodología preliminar para, en futuras versiones, elaborar un

análisis más detallado sobre los criterios de expansión de los sistemas de

subtransmisión.

Análisis de requerimientos para ocho subestaciones que resultaron de interés en la

revisión del plan de expansión de la transmisión troncal y del diagnóstico de la

Dirección de Operación con motivo del artículo 36° literal p).

Realización de recomendaciones de ampliaciones de algunas subestaciones en las que

se observan faltas de cumplimiento normativo en lo referente a los artículos 3-24 y 3-

25 de la NTSyCS.

Análisis comparativo de los errores entre los métodos de cálculos de flujos de potencia

DC respecto el AC, esto con el fin de corroborar la coherencia de modelar los sistemas

de subtransmisión en modelos de coordinación hidrotérmica


2 ANTECEDENTES

Para el desarrollo del presente estudio se utilizaron una serie de documentos, sobre las cuales

se sentaron las bases de la Metodología de Análisis para la Expansión de los Sistemas de

Subtransmisión.

a) Decreto con Fuerza de Ley N°4/2007: Ley General de Servicios Eléctricos.

b) Resolución Exenta N°297/2015 del Ministerio de Energía: Norma Técnica de

Seguridad y Calidad del Servicio.

c) Decreto N°291/2007 del Ministerio de Economía: Establecen las Responsabilidades,

Funciones y Obligaciones de los Centro de Despacho de Carga.

d) Decreto N°115/2013 del Ministerio de Energía: Modifica Decreto N°291/2007 del

Ministerio de Economía.


3 DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN

De acuerdo al artículo 75° de la LGSE2 las instalaciones de Subtransmisión son aquellas que

están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o

regulados, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras. La definición

de instalaciones de transmisión como parte de sistemas de subtransmisión es realizada por la

CNE3 mediante un estudio y posterior fijación mediante decreto. Actualmente el Decreto N°

163/2014 es el que define los sistemas de subtransmisión y las instalaciones que los

componen.

Los sistemas de subtransmisión poseen la denominación de servicio público y como tal, están

sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo

condiciones técnicas y económicas no discriminatorias. Para calificar como Subtransmisión,

las instalaciones deben cumplir con las siguientes características:

a) No calificar como instalaciones troncales.

b) Que los flujos en las líneas no sean atribuidos exclusivamente al consumo de un

cliente, o a la producción de una central generadora o de un grupo reducido de

centrales generadoras.

Las instalaciones de subtransmisión son remuneradas en base al VASTx4, que es determinado

cada cuatro años mediante estudios supervisados por la CNE. La metodología de tarificación

de estos sistemas no contempla una planificación centralizada, ni una revisión de los

requerimientos de ampliaciones. Por lo tanto, el estudio que debe realizar la DPD para dar

cumplimiento al artículo 37 bis, b) del Decreto N° 291/2007 da cuenta de esta necesidad, la

cual a la fecha no es vinculante, sino informativa.

El Decreto N° 163/2014 definió 6 sistemas de subtransmisión, 5 en el SIC y 1 en el SING, la

ubicación geográfica de éstos es coherente con las zonas de concesión de clientes regulados,

los nombres y características generales de cada sistema de subtransmisión se presenta a

continuación.

STX-A: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SING, abarca la XV Región de Arica y Parinacota, I Región de Tarapacá y la parte norte de la II Región de Antofagasta. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 600 km de Norte a Sur y alrededor de 150 km de Este a Oeste.

STX-B: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la II

Región de Antofagasta, III Región de Atacama, IV Región de Coquimbo y la parte norte

2 LGSE: Ley General de Servicios Eléctricos.

3 CNE: Comisión Nacional de Energía

4 VASTx: Valor Anual de Subtransmisión.


de la V Región de Valparaíso. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un

área geográfica de aproximadamente 850 km de Norte a Sur y alrededor de 150 km de

Este a Oeste.

STX-C: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca gran parte de la V Región

de Valparaíso y con algunas instalaciones colabora en la alimentación de localidades

de la Región Metropolitana. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área

geográfica de aproximadamente 165 km de Norte a Sur y alrededor de 135 km de Este

a Oeste.

STX-D: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca gran parte la Región

Metropolitana. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica

de aproximadamente 90 km de Norte a Sur y alrededor de 75 km de Este a Oeste.

STX-E: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la Región

Metropolitana, la VI Región del Libertador Bernardo O’Higgins, VII Región del Maule,

VII Región del Biobio y gran parte de la IX Región de la Araucanía. Las instalaciones de

este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 675 km de

Norte a Sur y alrededor de 220 km de Este a Oeste.

STX-F: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la IX

Región de la Araucanía, la Región XIV de los Ríos y la X Región de los Lagos. Las

instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de

aproximadamente 540 km de Norte a Sur y alrededor de 220 km de Este a Oeste.

En la siguiente figura se presente un mapa político de chile, con la ubicación geográfica de los

sistemas de los 6 sistemas de subtransmisión.


Figura 1:: Ubicación Geográfica de Sistemas de Substransmisión

En términos de las características de las instalaciones de estos sistemas, la legislación no

impone un límite superior de tensión, pero si un mínimo, ya que en tensiones inferiores o

iguales a 23 kV, se entiende que los sistemas son de distribución. En ese contexto, los sistemas

de subtransmisión podrían comprender instalaciones con niveles de tensión superior a 23 kV

e incluso 500 kV. Ahora bien, en la práctica los sistemas de subtransmisión están compuestos

por instalaciones de 44 kV, 66 kV, 110 kV, 154 kV y 220 kV. Lo anterior, se destaca producto

que las NTSyCS5 posee diferentes exigencias para las instalaciones con niveles de tensión

superior a 200 kV.

5 NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad del Servicio.

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4 EXIGENCIAS REGULATORIAS A LAS INSTALACIONES DE

TRANSMISIÓN Y SU PLANIFICACIÓN

Definidas las obligaciones de la DPD en cuanto a la planificación de los sistemas de

subtransmisión y a las características que éstos poseen, es preciso contextualizar la lógica

normativa sobre la cual deben proponerse modificaciones y expansiones de estos sistemas. En

ese contexto, se presentan a continuación los criterios y exigencias mínimas que deben ser

consideradas para el desarrollo de una planificación coherente en términos técnicos,

normativos y económicos.

EXIGENCIAS MÍNIMAS PARA EL DISEÑO DE INSTALACIONES 4.1

La NTSyCS establece en el capítulo 3, las exigencias mínimas que deben poseer las

instalaciones de transmisión en cuanto a configuraciones, diseños y conexiones. En

consecuencia, la planificación debe contemplar en principio la búsqueda del cumplimiento

normativo en cuanto a las exigencias que ésta plantea.

Dado que las exigencias de la NTSyCS para el diseño de instalaciones de transmisión son

diferentes para niveles de tensión superiores e inferiores a 200 kV y que los sistemas de

subtransmisión comprenden instalaciones desde 44 kV hasta 220 kV, se presenta a

continuación lo que indica la normativa al respecto.

Artículo 3-24 (NTSyCS)- Aplicación Instalaciones tensión Mayor a 200 kV

[mantenimiento de Interruptores - falla en barras – fallas en transformadores y conexión

al sistema de transmisión]

Las disposiciones del presente artículo se aplican a instalaciones del ST6 de tensión

nominal mayor a 200 [kV], sean ellas pertenecientes al STT, STx o STA.

II. Configuración de barras de subestaciones:

“…Las subestaciones del ST de tensión nominal mayor a 200 [kV] deberán tener una

configuración de barras con redundancia suficiente para realizar el mantenimiento de

cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que

dichas instalaciones queden en operación durante el mantenimiento del interruptor

asociado a ellas. Lo anterior no es exigible a alimentadores no enmallados o de uso

exclusivo de Clientes Libres.

6 ST: Sistema de Transmisión, STT: Sistema de Transmisión Troncal, STx: Sistema de Subtransmisión, STA:

Sistema de Transmisión Adicional.


La configuración específica de las nuevas subestaciones, tales como esquemas en anillo,

barra principal y transferencia, interruptor y medio u otro, así como el número de

secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser

controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de

Recursos Generales de Control de Contingencias.

En el caso de ampliación de subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de

severidad 9 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas,

admitiendo la utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de

Contingencias, para lo cual deberán implementarse las correspondientes medidas contra

contingencias extremas previo a la autorización de la conexión.

Para ello el Coordinado que explote la subestación que se incorpora al SI o que es

ampliada o modificada, deberá realizar un estudio basado en los criterios establecidos

en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan

al SI", el que debe ser sometido a la aprobación de la DO7.

III. Configuración de Transformadores

Para subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser


Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias, para lo cual deberán

implementarse las correspondientes medidas contra contingencias extremas.

Para subestaciones que se incorporan al SI o aquellas que sean ampliadas o modificadas,

el Coordinado respectivo deberá realizar un estudio basado en los criterios establecidos

en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan

al SI", el que debe ser sometido a la aprobación de la DO.

Para subestaciones eléctricas pertenecientes al ST, los Coordinados que exploten

transformadores de poder deberán disponer de transformadores de reserva, propios o de

terceros, energizados o desenergizados, tal que en caso de falla permanente de uno de los

transformadores de la subestación que implique restricciones al suministro a Clientes

Regulados, se pueda normalizar la operación de la subestación antes de 96 horas

contadas desde el inicio de la falla.

Tampoco exime al Coordinado de la exigencia de respetar los índices de Indisponibilidad

Programada y Forzada de transformadores establecida en el Artículo 5-70.

En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y

tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un

número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser

7 DO: Dirección de Operación



Recursos Generales de Control de Contingencias.

IV Conexión en Derivación:

En el caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su

conexión en derivación de una línea del ST que no pertenezca al STT por medio de un

arranque de simple circuito de línea o transformación deberá dar cumplimiento a los

siguientes requisitos:

a) La conexión….deberá contar con un paño de interrupción, físicamente ubicado contiguo a

la franja de seguridad de la línea, que asegure el despeje selectivo de las fallas que ocurran

en las nuevas instalaciones…

b) Se podrá efectuar solo una conexión en derivación por circuito de línea de tensión superior

a 200 kV. En caso de solicitarse una segunda conexión en derivación en el mismo circuito,

ello exigirá desarrollar una subestación seccionadora de ese circuito con al menos tres

paños de interruptor.

c) Si los estudios realizados por el coordinado… la DO concluya que el sistema resulta

inestable, o si no fuera posible lograr una adecuada coordinación…. Corresponderá el

desarrollo de una subestación seccionadora de ese o más circuitos de la línea, según sea

necesario.

d) En caso de no ser posible cumplir con los requisitos establecidos anteriormente, el

interesado podrá efectuar la conexión en alguna de las subestaciones terminales…

En el caso que el Coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite

una conexión que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una

línea de dos o más circuitos que forma parte del ST de tensión mayor a 200 [kV] que no

pertenezca al STT, corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos

dos circuitos de esta última, que cumpla con los estándares mencionados en el punto II.

Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.

En el caso de conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT,

corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos de la línea,

la cual debe cumplir con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de

barras de subestaciones del presente artículo.

Artículo 3-25 (NTSyCS)- Aplicación Instalaciones tensión menor a 200 kV [conexión al

sistema de transmisión]

En el caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su

conexión en derivación de una línea del ST de tensión menor a 200 kV, mediante un

arranque de simple circuito de línea o transformación, sin interruptor, deberá dar

cumplimiento a los siguientes requisitos:


a) La conexión en derivación desde una línea de simple circuito o desde uno de los circuitos de

una línea de dos o más circuitos mediante un arranque de simple circuito de línea o

transformación, sin interruptor, deberá contar en el otro extremo con un sistema de

protecciones que permita mantener el tiempo de despeje en el circuito al cual se conecta y

en el propio arranque dentro de los tiempos establecidos en el Articulo 5-45. Para lo cual el

coordinado que explote la línea receptora deberá realizar las modificaciones necesarias al

sistema de protecciones de la línea

b) El paño en el extremo del arranque deberá contar con un esquema de protección de falla

de interruptor que garantice el despeje de la contribución de corrientes de cortocircuito en

caso de falla de dicho interruptor.

c) No obstante lo anterior, a solicitud del coordinado y previa entrega del estudio…la DO

podría excepcionalmente aceptar tiempos de operación mayores al indicado.

d) Por otra parte,… si la DO concluye que el sistema resulta inestable o si no fuera posible

lograr una adecuada coordinación entre la línea y el arranque, se deberá mejorar el

sistema de protecciones del arranque o seccionar ese o más circuitos de la línea, según sea

necesario.

En caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su

conexión a través de una línea de doble circuito, en un punto intermedio de una línea de

dos o más circuitos que forman parte de un ST de tensión menor a 200 kV.

Corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos de esta

última.

Conforme a lo expresado previamente, se presenta a continuación un cuadro resumen con las

exigencias de diseño para las instalaciones de subtransmisión, esto significa que se omiten las

exigencias asociadas al troncal y a los sistemas adicionales.

Tabla 1: Resumen requerimientos Mínimos Instalaciones de Transmisión

Exigencias para instalaciones de tensión

superior a 200 kV

Exigencias para instalaciones de tensión

inferior a 200 kV

I. Mantenimiento de Interruptores

Configuración de barras suficiente para realizar el mantenimiento de cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones queden en operación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas. No exigible a alimentadores no enmallados o de uso exclusivo de Clientes Libres.

Sin exigencia.

II. Configuración de Barras (II)

El número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas.

Sin exigencia.


III. Configuración Transformadores

En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser controlada sin propagarse.

Sin exigencia.

IV. Conexiones en derivación a los

Sistemas de Subtransmisión

Conexión en derivación de una línea del ST por medio de un arranque de simple circuito:

La conexión deberá contar con un paño de interruptor, físicamente ubicado contiguo a la franja de seguridad de la línea, que asegure el despeje de las fallas que ocurran en las nuevas instalaciones. En caso de la DO concluya que el sistema resulta inestable, corresponderá el desarrollo de una subestación seccionador. Se podrá efectuar solo una conexión en derivación por circuito de línea de tensión superior a 200 kV. Segunda conexión en derivación exigirá desarrollar una subestación seccionadora. (con estándar punto II)

Conexión en derivación que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una línea de dos o más circuitos que forman parte de un ST:

Corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos. (con estándar punto II)

Conexión en derivación de una línea del ST por medio de un arranque de simple circuito sin interruptor:

La conexión deberá contar en el extremo con un sistema de protección que permita mantener el tiempo de despeje en el circuito al cual se le realiza la derivación. Para esto el coordinador de esta última deberá realizar las modificaciones necesarias en el sistema de protección de la línea. En caso de la DO concluya que el sistema resulta inestable se deberá mejorar el sistema de protecciones del arranque o seccionar ese o más circuitos de la línea, según sea necesario.

Conexión en derivación que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una línea de dos o más circuitos que forman parte de un ST:

Corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos.


PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO. 4.2

La NTSyCS hace referencia respecto de los criterios de planificación que se deben considerar,

en los sistemas de transmisión que define la regulación nacional: STT, STx y STA.

Artículo 5-5 (NTSyCS)- La planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada

aplicando Criterio N-1, definido según lo establecido en el Articulo 1-7, numeral 31.

En los estudios de planificación, la aplicación del Criterio N-1, sólo podrá utilizar

recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o tensión.

Para estos efectos, el ETT8 y sus revisiones anuales realizados por la DP9… deben

verificar durante su realización que las alternativas de ampliaciones recomendadas

aseguren el cumplimiento de los señalado en el inciso anterior, en todos los tramos del

STT, dando cumplimiento a la NTSyCS.

Del mismo modo en los Estudios de Subtransmisión a que se refiere la LGSE, deberán

cumplir con lo señalado en el inciso anterior para las instalaciones de cada STx.

Las instalaciones de los STA que operen con enmallamiento también deberán dar

cumplimiento a los criterios de planificaciones indicados en el presente artículo.

Artículo 1-7 (NTSyCS)- Criterio N-1: criterio de seguridad utilizado en la planificación

del desarrollo y la operación del SI que garantiza que, ante la ocurrencia de una

contingencia simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI

provocando la salida en cascada de otros componentes debido a sobrecargas

inadmisibles, o a pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión.

En virtud a lo anterior, se concluye, que por la arista del desarrollo del sistema, la NTSyCS

considera planificación de los sistemas de subtransmisión debe contemplar la seguridad con

Criterio N-1 y sólo considerando esquemas de automatismos supervisados por frecuencia o

tensión; condición que genera un desarrollo de la planificación con estándares más

conservadores incluso que la operación.

CRITERIOS DE SUFICIENCIA 4.3

De acuerdo a la literatura específica referente a confiabilidad de sistemas de potencia, es

posible definir Suficiencia como lo “relativo a la existencia de instalaciones suficientes por las

cuales el sistema es capaz de satisfacer la demanda y las restricciones operacionales, y que se

8 ETT=Estudio de Transmisión Troncal

9 DP= Dirección de Peajes


asocia por tanto a condiciones de carácter estático”10 siendo las instalaciones referidas,

aquellas de generación y transmisión.

Adicionalmente, este concepto es recogido implícitamente por la NTSyCS, la cual establece

criterios tanto para la operación como para la planificación del sistema. En ese contexto dicha

norma técnica establece que los sistemas se deben planificar considerando el criterio N-1, por

lo que supone un nivel de redundancia de instalaciones como condición suficiente para la

expansión de los sistemas de transmisión.

En virtud a lo anterior la DPD en su función de recomendar las expansiones de los sistemas de

transmisión, debe elaborar sus estudios bajo el criterio de suficiencia indicado anteriormente.

Además, dado que la demanda y la generación son variables en el tiempo, se hace necesario

que la suficiencia de los sistemas de transmisión debe logarse considerando la incorporación

de nuevas obras y ampliaciones de las instalaciones existentes.

Adicionalmente, debido a que la planificación el sistema de transmisión considera múltiples

futuros posibles en su horizonte, debido a la estocasticidad de las variables que definen su

evolución, las soluciones de infraestructura suficientes pueden ser diversas. De esta forma, es

relevante considerar también el criterio de eficiencia económica al momento de decidir qué

alternativa es la más recomendable.

Como referencia adicional, la legislación actual considera que los sistemas de subtransmisión

deben evolucionar de forma económicamente adaptada a la demanda, antecedente relevante

para considerar que su planificación debe tomar en cuenta esta consideración.

A modo de conclusión, la expansión de los sistemas de subtransmisión deben considerar la

suficiencia para su planificación, contemplando el criterio de seguridad el N-1 y además la

coherencia respecto de la eficiencia económica para el conjunto de instalaciones del sistema

eléctrico.

10

Probabilistic Transmission System Planning. Capítulo 5. Wenyuan Li. IEEE Press 2011


5 METODOLOGÍA GENERAL DE ANÁLISIS PARA LA EXPANSIÓN DE LOS

SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN

Considerando las funciones de la DPD en cuanto a la planificación de los sistemas de

subtransmisión y a los criterios de suficiencia con los cuales deben operar y desarrollarse

estos sistemas, se presenta a continuación una metodología de análisis para la recomendación

de las expansiónes de dichos sistemas.

Figura 2: Metodología de Análisis para la Expansión de los Sistemas de Subtransmisión

La metodología de análisis de la expansión de los sistemas de subtransmisión, presentada en

la figura 2, comprende 3 criterios sobre los cuales se deben planificar estos sistemas. El

primero, Conexión a los Sistemas de Subtransmisión, se basa en una lógica de análisis técnico

de las instalaciones el cual debe verificar el cumplimiento normativo de la topología de

conexión de los elementos. El segundo criterio, Diseño de Instalaciones, aplica sólo a

instalaciones con tensión superior a 200 kV y guarda relación con un análisis técnico sobre las

configuraciones de las subestaciones, cabe destacar que este análisis está directamente

relacionado con el tercer criterio, el de Suficiencia de Largo Plazo, el que involucra a las

instalaciones de subtransmisión como parte de un sistema y tienen como objetivo evaluar la

suficiencia de éste considerando las restricciones operacionales de seguridad y eficiencia

económica. La descripción de cada una de las etapas de la metodología se presenta a

continuación.

1. Topología de Conexión a Sistemas de Subtransmisión, este análisis se debe realizar en

todos los puntos de conexión de los sistemas de subtransmisión, ya que la normativa


establece estándares mínimos de conexión para todo el S.I. En ese contexto, se debe verificar

el cumplimiento de lo siguiente:

a) Si la conexión es en derivación, en tensión mayor a 200 kV, y mediante un arranque de

un simple circuito, se debe verificar mediante información de los propietarios y/o

visitas a terreno, que ésta posea un interruptor, ubicado contiguo a la franja de

seguridad, que asegure el despeje de las fallas. En caso contrario se debe proponer un

proyecto de ampliación que normalice la conexión.

b) Si la conexión es en derivación, en tensión mayor a 200 kV, y mediante un arranque de

dos o más circuitos, corresponde la construcción de una subestación seccionadora de

al menos dos circuitos. En caso contrario se debe proponer un proyecto de ampliación

que normalice la conexión

c) En tensiones superiores a 200 kV, verificar la existencia de una sola conexión en

deviación por circuito. En caso contrario se debe proponer un proyecto de

normalización del tramo.

d) Si la conexión es en derivación, en tensión menor a 200 kV, y mediante un arranque de

un simple circuito, se debe verificar mediante información de los propietarios y/o

visitas a terreno, que en extremo del arranque exista un esquema de despeje de falla

en el circuito al cual se conecta. En caso contrario se debe proponer un proyecto de

ampliación que normalice la conexión.

e) Si la conexión es en derivación, en tensión menor a 200 kV, y mediante un arranque de

dos o más circuitos, corresponde la construcción de una subestación seccionadora de

al menos dos circuitos. En caso contrario se debe proponer un proyecto de ampliación

que normalice la conexión.

f) En tensiones inferiores a 200 kV, se permite más de una conexión en derivación por

circuito.

Mediante estos criterios se debe revisar los estándares de conexión de elementos en los

sistemas de subtransmisión. La figura siguiente presenta un esquema al respecto.


Figura 3: Metodología de Revisión de la Conexión de Elementos en subtransmisión

2. Exigencia Diseño de Instalaciones, este análisis se debe realizar a todas las

subestaciones de subtransmisión que posean instalaciones con tensiones de más de 200 kV.

Sobre éstas se deben realizar 3 análisis:

a) Mantención de Interruptores: en base a la información real (as build) de la conexión

de todos los elementos y/o mediante visitas a terreno, verificar si los interruptores de

éstos tienen la posibilidad de ser intervenidos para mantenimiento, de manera que

dichas instalaciones queden en operación durante el evento. En caso que esta

condición no se cumpla, se deben proponer ampliaciones que den cuenta de este

cumplimiento.


b) Configuración de Barras: considerando la topología de la subestaciones se debe

verificar que la configuración de ésta deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ella

pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas. Para esto, se

deben realizar simulaciones eléctricas, en diferentes condiciones de operación,

coherentes con los escenarios esperados de demanda y generación, y con ello verificar

el cumplimiento normativo de este punto. En caso de verificar incumplimiento,

producto de la propagación de la falla, se deben proponer ampliaciones en esta

subestación que den cuenta del cumplimiento normativo en cuestión. Se destaca que

este análisis debe ser coherente con el criterio de suficiencia y por lo tanto deberá

realizarse un proceso iterativo en búsqueda de la mejor solución.

c) Configuración de Transformadores: considerando la topología de la subestaciones y

en caso de poseer transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y tensión

secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un número

de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser

controlada sin propagarse. Para esto, se deben realizar simulaciones de despacho de

carga, en diferentes condiciones de operación, coherentes con los escenarios

esperados de demanda y generación, y con ello verificar el cumplimiento normativo

de este punto. En caso de verificar incumplimiento, producto de la propagación de la

falla, se deben proponer ampliaciones en esta subestación que den cuenta del

cumplimiento normativo de este punto. Se destaca que este análisis debe ser

coherente con el criterio de suficiencia y por lo tanto deberá realizarse un proceso

iterativo en búsqueda de la mejor solución.

Posteriormente al desarrollo de los 3 análisis, y en caso de verificar más de un

incumplimiento en una misma subestación se debe conformar un proyecto de expansión

coherente y que además contenga el respectivo análisis de suficiencia.

3. Análisis de Suficiencia de Largo Plazo de los Sistemas de Subtransmisión, este análisis

corresponde a un estudio de los sistemas de subtransmisión, como conjunto, y guarda

relación con las necesidades de expansiones en el largo plazo, producto de requerimientos

asociados al criterio de seguridad N-1, y complementado con el debido análisis económico que

respalde la eficiencia de tal expansión. Para lograr lo anterior, se deben realizar dos análisis:

a) Determinación de restricciones por Criterio Seguridad N-1: en base a un análisis

eléctrico y considerando la proyección de demanda, obras de generación y

transmisión, se deben determinar lo límites operacionales de cada una de las

instalaciones de los sistemas de subtransmisión a fin de que se opere con criterio de


seguridad N-1, esto significa que ante falla simple no exista propagación al resto de las

instalaciones no falladas.

b) Determinación de la operación en el largo plazo: considerando los resultados de los

límites operaciones de cada tramo de los sistemas de subtransmisión y la demanda

con sus características propias para cada sistema de subtransmisión, así como la

incorporación de nuevas obras de generación y transmisión, se determinarán

mediante despachos económicos de carga de largo plazo y escenarios de consumo

relevantes, el uso esperado de cada uno de los tramos, que permite verificar aquellos

que puedan requerir ampliaciones de capacidad. Sobre estos se identifican proyectos

de expansión a evaluar, sobre los cuales, además se deben considerar los proyectos de

expansión identificados en el análisis de Exigencia Diseño de Instalaciones.

c) Identificado dichos tramos se realizan nuevamente simulaciones de despacho

económico de carga en el largo plazo con nuevas capacidades de transferencia. En base

a esto se obtiene el ahorro en términos de costo de operación de incorporar la

expansión y se compara con el valor de inversión de éste. Finalmente y dependiendo

del beneficio de incorporar una nueva obra de expansión, se debe recomendar

desarrollar dicha obra o simplemente, en caso que el beneficio sea negativo, mantener

la operación del sistema con las limitaciones actuales.

Con este análisis es posible determinar la necesidad de expansiones de los sistemas de

subtransmisión considerando la suficiencia bajo el criterio N-1 y la eficiencia

económica.

d) Producto de las particularidades operativas, técnicas, geográficas, etc. de cada uno de

los sistemas de subtransmisión, es posible que existan variables que los estudios

utilizados comúnmente para los análisis de planificación no identifiquen, provocando

que las propuestas sobre las expansiones de los sistemas de subtransmisión no sean

las adecuadas. En ese contexto es que la metodología general ha considerado esta

variable incorporándola por medio de una participación activa de las empresas

subtransmisoras y el know-how que cada una de éstas puede aportar para la

recomendación de expansiones eficientes técnica y económicamente.

Mediante estos criterios se realizarán los análisis de suficiencia y eficiencia en la expansión en

el largo plazo en los sistemas de subtransmisión. La figura siguiente presenta un esquema al

respecto.


Figura 4: Análisis Suficiencia Largo Plazo

En virtud de lo anterior se puede concluir que la metodología de Análisis para la Expansión de

los Sistemas de Subtransmisión posee un alto nivel de complejidad y de cantidad de análisis,

no sólo por el volumen de instalaciones involucradas, sino también por la diversidad de

estudios asociados y que deben ser complementarios y coherentes entre ellos: revisión de

instalaciones, verificación de conexión, visitas a terreno, estudios eléctricos, estudios de

despacho económico, desarrollo de proyectos, valorización de proyectos, evaluaciones

económicas y otros análisis adyacentes. No obstante, el desarrollo de una correcta

planificación de los sistemas de subtransmisión aporta beneficios futuros en suficiencia y

seguridad, en reducción de costos de operación del sistema, así como aumento de

competencia en el sector, potenciando el acceso abierto para los desarrolladores de nuevos

proyectos de generación y consumo con intención de conectarse a estos sistemas.

6 DIAGNOSTICO DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN

En virtud a la metodología planteada, y las obligaciones de la DPD en cuanto al desarrollo de

las revisiones de expansiones de los sistemas de subtransmisión, se revisarán los análisis que

se han desarrollado y que involucran instalaciones de subtransmisión. El objetivo del

diagnóstico es identificar el conjunto de subestaciones en las cuales coexisten instalaciones


troncales y de subtransmisión que requieren un proyecto de expansión que dé cuenta del

cumplimiento normativo referente al artículo 3-24 de la NTSyCS.

Para efectos de lo anterior, se analizaron los resultados y recomendaciones de los siguientes

informes elaborados por las diferentes Direcciones del CDEC SIC.

a) Minutas N°4/2015, Revisión Estándares Normativos Subestaciones Troncales,

DPD: contienen una revisión del cumplimiento normativo de las instalaciones

troncales del SIC en cuanto a diseño, estudios de fallas y requerimientos futuros. El

análisis incluye las instalaciones de subtransmisión que converjan en subestaciones

troncales.

b) Minutas N°5/2015, Análisis Fallas Severidad 8 y 9 en Subestaciones Troncales

DPD: contienen una revisión del cumplimiento normativo de las subestaciones

troncales en cuanto a las fallas de severidad 8 y 9 en el largo plazo. Se identifican

mejoras en cuanto a la configuración de las subestaciones que involucran expansiones

en las instalaciones de subtransmisión.

c) Informe Anual Requerimientos de Mejoras en las Instalaciones de Transmisión

para la Operación, DO: contiene una revisión del cumplimiento normativo y mejoras

que requieren las instalaciones de transmisión (troncales, subtransmisión y

adicionales) desde el punto de vista de la operación.

d) Estudio de Evaluación Fallas Severidades 8 y 9 en el SIC, DO. contiene un análisis

del cumplimiento normativo en cuanto a la fallas de severidad 8 y 9 en el sistema de

transmisión para junio de 2017, a fin de proponer medidas para que dichas fallas no

sean propagadas provocando desconexión de consumos que representen el 10% o

más de la demanda del sistema.


7 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DE LOS

SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN

Considerando los análisis que deben desarrollarse para la correcta evaluación de las

expansiones en los sistemas de subtransmisión, así como la identificación de subestaciones

con incumplimiento de diseño, presentadas en las minutas N°4-2015 y N°5-2015, para la

presente revisión de expansiones en los sistemas de subtransmisión, en esta ocasión se

abordará el aspecto referente a las exigencias de diseño de las subestaciones, planteado en la

metodología.

Figura 5: Aplicación metodología expansión subtransmisión

EXIGENCIA DISEÑO DE SUBESTACIONES 7.1

Considerando las conclusiones de los estudios señalados en el punto 6 fue posible identificar

subestaciones que poseen tanto instalaciones troncales como de subtransmisión que no

cumplen con las exigencias de diseño establecidas en la normativa y que por lo tanto

requieren ser analizadas en mayor detalle a fin de proponer proyectos de expansión. Los

análisis eléctricos se encuentran contenidos en ANEXO 1 al presente informe. En este contexto

las subestaciones identificadas y sobre las cuales se desarrollarán proyectos de expansión son

las siguientes:

7.1.1 S.E. CARDONES

La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, los

elementos troncales están conectados equilibradamente entre las dos barras. No obstante las

instalaciones de subtransmisión pertenecientes al STX-B, ATR1 y ATR3 220/110 kV están

conectadas a la sección de barra 1, una falla en esta sección provocará la salida intempestiva

de ambos elementos de transformación, sobrecargando el autotransformador que está

TOPOLOGÍA DE CONEXIÓN A SISTEMAS

DE SUBTRANSMISIÓN

ANÁLISIS DE SUFICIENCIA LARGO PLAZO

CRITERIO SEGURIDAD N-1

EXIGENCIAS DE DISEÑOS DE INSTALACIONES

Mantención Interruptores

Configuración Barras

Configuración Transformadores

EFICIENCIA ECONÓMICA

Determinación Límites

Operacionales N-1

(Instalaciones tensión > 200 kV)

METODOLOGÍA DE ANALISIS PARA LA EXPANSION DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN


conectado en la segunda sección de barra, ATR2 220/110 kV, provocando su desconexión por

operación de las protecciones y posteriormente generando pérdida de consumo.

Por otro lado, se debe mencionar que los interruptores de 220 kV de los 3

autotransformadores no poseen conexión a barra de transferencia para mantención,

vulnerando la normativa en este aspecto.

Considerando lo previamente expuesto, la DPD del CDEC SIC desarrolló un proyecto de

normalización que considera una topología de conexión que permite que ante falla de

severidad 9, en cualquiera de las barras, queden operativos al menos dos de los tres

autotransformadores 220/110 kV que posee la subestación Cardones. Además, esta propuesta

de proyecto considera la conexión de los autotransformadores a la barra de transferencia

para dar cumplimiento a la mantención de los interruptores de éstos. Las características del

proyecto y sus valores de inversión referencial se encuentran en el punto 8.1.

7.1.2 S.E. MAITENCILLO


elementos troncales de transformación 220/110 kV (ATR1 y ATR2) pertenecientes al sistema

de subtransmisión STX-B están conectados equilibradamente entre las dos barras. Ante falla

de severidad 8 o 9 queda operativo sólo un autotransformador con sobrecarga cercana al

30%, situación que podría provocar su desconexión y la consecuente pérdida de consumo.

Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que de

cuenta de los requerimientos de diseño estipulados en la normativa. El proyecto deberá

considerar una topología de conexión que permita que ante falla de severidad 8 ó 9 no se

provoquen perdidas del consumo, un posible tercer transformador (nuevo) conectado en

interruptor y medio podría ser una solución viable. Los análisis finales del proyecto serán

realizados en versiones posteriores de este estudio.

7.1.3 S.E PAN DE AZÚCAR


elementos troncales están conectados equilibradamente entre las dos barras. No obstante las

instalaciones de subtransmisión ATR3 y ATR9 220/110 kV, pertenecientes al STX-B, están

conectadas a la sección de barra 1 con un único interruptor, una falla en esta sección

provocará la salida intempestiva de ambos elementos de transformación, sobrecargando a

niveles inadmisibles el ATR4 220/110 kV, conectado en la segunda sección de barra,

provocando su desconexión producto de la operación de las protecciones y posteriormente

generando una pérdida de consumo


Asimismo, ante falla de severidad 8 en alguno de los autotransformadores ATR3 y ATR9

220/110 kV, se provocará el mismo efecto que la falla de severidad 9 mencionada en el

párrafo anterior, ya que comparten el interruptor de conexión.

Finalmente los interruptores JT5 (CER 2), JT6 (CER 1) y JCE5 (CCEE) no cumplen con criterio

de mantenimiento, ya que no están conectados a la barra de transferencia.

Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que dé

cuenta de todas los requerimientos para el cumplimiento normativo en el diseño de la

subestación. El proyecto deberá considerar una topología de conexión que permita que ante

falla de severidad 8 y 9 no exista desconexión de más de uno de los tres autotransformadores,

además de la conexión de los mencionados interruptores a la barra de transferencia para

permitir el mantenimiento. Los análisis finales del proyecto serán realizados en versiones

posteriores de este estudio.

7.1.4 S.E LOS MAQUIS

La configuración actual de esta subestación es de barra simple sin barra de transferencia, a

ésta se conectan 2 circuitos troncales, dos circuitos adicionales y un transformador 220/110

kV perteneciente al sistema de subtransmisión STX-C conectado a la barra de 220 kV sin

interruptor. Ante falla de severidad 8 y 9 se desconectan todos los elementos y se provoca la

pérdida de consumo de la zona de Aconcagua.

Considerando lo previamente expuesto, desde abril del presente año la DPD del CDEC SIC, en

conjunto con la empresa Colbún, desarrolló un proyecto de normalización de la subestación

que involucró la expansión de las ampliaciones troncales y de subtransmisión de la

subestación Los Maquis. El proyecto consiste en modificar la topología de conexión de la

subestación de barra siempre a doble interruptor incorporando equipos híbridos y GIS. En

este contexto, la DPD del CDEC SIC propuso en el informe Complemento del Plan de Expansión

del Sistema de Transmisión Troncal la ampliación troncal de la nueva obra, la cual consiste en

incluir una barra GIS que permita conectar en topología de doble interruptor los paños

troncales y deje disponible espacios para otras modificaciones en instalaciones adicionales y

de subtransmisión.

En el presente informe de recomendación de expansiones de los sistemas de subtransmisión,

y en coherencia con la solución planteada para el troncal, se propone el desarrollo de un

proyecto que involucra modificar la topología de conexión del actual transformador 220/110

kV a doble interruptor e incorporando un segundo transformador 220/110 kV en la misma

topología de conexión, Con lo anterior se busca evitar la pérdida de consumo ante falla de

severidades 8 y 9 en la subestación Los Maquis. Las características del proyecto y sus valores

de inversión referencial se encuentran en el punto8.2.


7.1.5 S.E CHENA

La configuración actual de esta subestación es de barra simple más barra de transferencia, a

ésta se conectan 6 circuitos troncales y dos transformadores 220/110 kV pertenecientes al

sistema de subtransmisión SIC-D.

Ante falla de severidad 9 en la única sección de barra se desconectan todos los elementos y se

provoca la pérdida de consumo de la zona sur de la Región Metropolitana. Adicionalmente los

interruptores J3 y J4 del tramo Chena-Alto Jahuel 220 kV no están conectados a barra de

transferencia.

Considerando lo previamente expuesto, la empresa Chilectra envió un proyecto de

normalización eficiente desde el punto de vista técnico y económico, el cual la DPD del CDEC

SIC propuso como obra de ampliación troncal en el Informe de Propuesta de Expansiones del

Sistema de Transmisión Troncal. El proyecto propuesto considera una segunda sección de

barra a fin de posibilitar la conexión equilibrada de todos los elementos y que evitar la

propagación de la falla de severidad 9, además de incluir la conexión de los interruptores J3 y

J4 a la barra de transferencia.

Con este proyecto, que involucra ampliaciones de las instalaciones troncales de la subestación

Chena, se da cuenta de todas las problemáticas asociadas a las instalaciones de

subtransmisión STX-D de la mencionada subestación, por lo tanto en la presente revisión de

las expansiones de los sistemas de subtransmisión, no se considera necesario proponer

expansión de subtransmisión en la subestación Chena.

7.1.6 S.E CHARRÚA

La configuración actual de esta subestación es de tres secciones de barra más barra de

transferencia. Esta subestación es de las más relevantes en el SIC ya que a ella se conectan

instalaciones troncales, de subtransmisión pertenecientes al STX-E y la gran parte del polo

hidráulico de la zona mediante sistemas adicionales.

Ante falla de severidad 9 en la segunda sección de barra se pierden 3 de los 4 enlaces que

abastecen la zona de Concepción, provocando la respectiva pérdida del consumo.

Considerando la relevancia de la subestación Charrúa y en el entendido que la solución

involucra instalaciones troncales y de subtransmisión. La DPD del CDEC SIC, en el informe

Complemento del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, recomendó el

proyecto de normalización de la subestación Charrúa que consiste en desarrollar una

conexión en topología de interruptor y medio entre la línea troncal Lagunillas y la línea de

subtransmisión Concepción, modificando además la conexión a las barras de los respectivos

paños. El valor de inversión de este propuesta de proyecto es de 3.2 MMUSD.


En virtud a lo anterior, se concluye que los problemas asociados a la falla de severidad 9 de la

subestación Charrúa, fueron abordados mediante la propuesta de ampliación troncal, y que si

bien el desarrollo del proyecto involucra instalaciones de subtransmisión, la solución troncal

fue desarrollada de forma eficiente desde el punto de vista técnico y económico teniendo

presente las implicancias de mejoras tanto para el sistema troncal como la subtransmisión, de

esta forma, en el presente informe no es necesario la inclusión de otras obras de expansión de

subtransmisión para abordar la problemática resuelta mediante las obras troncales.

Por otro lado, ante falla de severidad 8 en el transformador 220/154 kV, que implica la salida

del transformador Charrúa 220/154 kV y de los bancos de autotransformadores conectados

en el terciario de éste, se pone en riesgo el suministro de la zona producto de la falta de

abastecimiento local de reactivos. La solución a esta problemática no necesariamente es la

incorporación de un segundo transformador, sino que podría solucionarse con la

incorporación de equipos que aporten reactivos localmente, lo cual será analizado en

versiones posteriores de ese estudio.

7.1.7 S.E VALDIVIA

La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, a

ésta se conectan cuatro circuitos troncales y dos transformadores 220/66 kV (TR1 y TR4)

pertenecientes al sistema de subtransmisión STX-E mediante un único interruptor conectado

a la sección 1 pero no a la barra de transferencia.

Ante falla de severidad 9 en la primera sección de barra se desconectan ambos

trasformadores, provocando la respectiva pérdida del consumo. La misma situación de

desabastecimiento ocurre ante falla de severidad 8 en cualquiera de los dos transformadores,

ya que éstos están conectados en paralelo con un único interruptor. Ahora bien, incluso

considerando la conexión normalizada de los dos transformadores, ante falla de severidad 8,

para el año 2018 el transformador que queda operativo tendrá una sobrecarga inadmisible

que pondrá en peligro el suministro de la zona.

Cabe destacar que con fecha 22-9-2014 la empresa propietaria de los equipos de

transformación de la subestación, STS, indicó mediante carta a la DO que realizará obras para

normalizar la conexión de los transformadores, mediante la conexión del TR4 a la segunda

sección de barra, pero sin la conexión a la barra de transferencia

En virtud a todo lo anterior, la DPD del CDEC SIC ha revisado los antecedentes del proyecto de

STS a fin de incluirlo en el plan de expansión de los sistemas de subtransmisión, sobre el cual

se ha añadido la conexión de ambos transformadores a la barra de transferencia. Las

características del proyecto y sus valores de inversión referencial se encuentran en el

punto8.3.

Sin perjuicio de lo anterior, los estudios realizados por la DPD del CDEC SIC muestran la

necesidad de realizar ampliaciones en el sistema de subtransmisión, producto del crecimiento


de la demanda de la zona. En ese contexto la DPD está revisando la posibilidad de incluir un

nuevo proyecto de ampliación que podría involucrar un nuevo transformador 220/66 kV u

otro tipo de apoyo desde otro punto del sistema troncal para abastecer la demanda de la zona.

7.1.8 S.E RAHUE

La configuración actual de la subestación es de barra simple más barra de transferencia; sin

embargo, con las ampliaciones fijadas en el DS 201/2014 esta subestación pasará a tener una

configuración de doble barra más barra de transferencia y seccionará los dos circuitos del

tramo Valdivia-Puerto Montt 2x220 kV.

La falla de severidad 9 en la sección de barra 1 no provoca problemas de sobrecarga en el

sistema troncal; sin embargo, deja fuera de operación el circuito de subtransmisión Rahue-

Pilauco 1x220 kV que conecta el transformador 220/66 kV, ambas instalaciones

pertenecientes al STX-F, provocando la pérdida del consumo asociado. Misma situación se

produce ante falla de severidad 8 en el transformadores Pilauco 220/66 kV.

Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que

modifique la conexión del transformador Pilauco 220/66 kV y de la línea Pilauco-Rahue

1x220 kV, a fin de que ante falla de severidad 9 en la subestación Rahue o falla de severidad 8

en Pilauco 220/66 kV no se provoque la pérdida del consumo. Posiblemente será necesaria la

inclusión de un segundo transformador conectado a la segunda sección de barra. Los análisis

finales del proyecto serán realizados en versiones posteriores de este estudio.


METODOLOGÍA PARA LA REVISIÓN DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO 7.2

Para realizar el análisis de la de suficiencia de largo plazo se requiere de la correcta y

detallada modelación de los sistemas de subtransmisión en el software de despacho

económico de carga PLP, así como la comprobación de que el método DC de cálculo de flujos

de potencia no presenta errores significativos en los sistemas de subtransmisión, los cuales

poseen niveles de tensión inferiores a 220 kV, situación que según la literatura no es

correctamente representada mediante el modelo DC.

En el ANEXO 2 se presenta un estudio respecto a los resultados de flujos de potencia mediante

los métodos AC y DC en diferentes sistemas eléctricos, concluyendo que en sistemas eléctricos

con alto nivel de demanda y carga de los elementos de transmisión, el nivel de errores de la

aproximación mediante el método DC es bajo y eventualmente despreciable con respecto al

total del sistema.

Los resultados de este estudio entregan indicios auspiciosos respecto de la aplicabilidad de la

modelación de los sistemas de subtransmisión en conjunto con el resto del sistema eléctrico

en los modelos de coordinación hidro-térmica de largo plazo. En virtud a esto, y con el fin de

avanzar en pro de la correcta modelación y planificación de los sistemas de subtransmisión es

que la DPD del CDEC SIC ha comenzado el desarrollo la modelación de los sistemas de

subtranmisión.

.


8 DESARROLLO PROYECTOS DE NORMALIZACIÓN EN SUBESTACIONES

CON INSTALACIONES DE SUBTRANSMISIÓN

Identificadas las subestaciones que comparten instalaciones troncales y de subtransmisión

que necesitan regularización, se desarrollaron proyectos de normalización que dan cuenta de

los requerimientos normativos. A continuación se presenta un resumen de las obras de

expansión de subtransmisión propuestas, con su respectivo valor de inversión y plazo de

puesta en servicio.

Tabla 2:: obras de ampliación propuestas para sistemas de subtransmisión

N°

Obra Sistema VI miles de US$

Plazo meses

Responsable

1

Ampliación Subestación Cardones: instalación equipo híbrido para conexión en topología de doble interruptor del ATR 1 (220/110 kV), y conexión a barra de transferencia de los interruptores de JT2 (ATR2 220/110 kV) y JT3 (ATR3 220/110 kV)

STX-B 2.780 24 Transelec

2

Ampliación Subestación Los Maquis: Instalación segundo transformador 220/110 kV (120 MVA) en configuración de doble interruptor entre la barra AIS y GIS, y modificación conexión al transformador existente a la barras GIS en configuración doble interruptor entre la barra AIS y GIS.

STX-C 13.493 28 Colbún

3 Ampliación Subestación Valdivia: Conexión a BT de TR1 (220/66 kV)

y TR4 (220/66 kV) en patio de 220 kV y en patio de 66 kV, y otras obras de ampliación menores.

STX-F 1.169 24 STS

El detalle y características de los proyectos desarrollados por la DPD, se presentan a

continuación. Cabe destacar que en el caso de las S. E. Los Maquis, el diseño del proyecto fue

elaborado en conjunto con la empresas propietaria. En caso de la S.E. Valdivia, el proyecto

consideró la información proporcionada a la fecha por el propietario, quedando a la espera de

observaciones de parte de STS.


PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E CARDONES 8.1

El Proyecto Normalización Subestación Cardones, en cuanto a las instalaciones de

subtransmisión, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que

señala: “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas

pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”. Este criterio de

seguridad es vulnerado ante falla de severidad 9 en la sección de barra 1, la cual deja fuera de

operación el transformador ATR1 220/110 kV y ATR3 220/110 kV, y provocando la

sobrecarga inadmisible de 100% en el ATR2 220/110 kV, poniendo en riesgo el suministro de

la zona. Cabe destacar que los tres autotransformadores son calificados como parte del

sistema de subtransmisión STX-B. Los antecedentes del estudio de falla de severidad 9 pueden

encontrarse en el ANEXO 1 del presente estudio.

Por otro lado, y en relación al mantenimiento de interruptores de los autotransformadores

ATR1 220/110 kV, ART2 220/110 kV y ATR3 220/110 kV, existe incumplimiento normativo

en cuanto a que la topología de conexión de éstos debe incluir la conexión a la barra de

transferencia de manera que las instalaciones que conecten queden operativas durante el

mantenimientos del respectivo interruptor.

En virtud a los incumplimientos previamente mencionados, se desarrolló un proyecto que se

presenta como una solución orgánica que contempla la regularización de la topología de la

subestación en cuanto a severidad 9 y mantenimiento de interruptores.

8.1.1 SITUACIÓN ACTUAL

La subestación Cardones, en el patio de 220 kV, posee 8 paños de línea, 3 paños de

transformación y 2 futuros paños de línea que están en construcción. De todos éstos, sólo los

paños JT1, JT2 y JT3 pertenecen al sistema de subtransmisión STX-B.

Por otro lado, actualmente existen 4 paños de línea troncales más otros dos que actualmente

están en construcción por la empresa ELETRANS y que corresponden al tramo D.Almagro-

Cardones 2x220 kV. El resto de paños de línea corresponden a instalaciones adicionales. En la

siguientes dos figuras se presenta la subestación mediante un diagrama eléctrico y un

diagrama geográfico.


Figura 5: Diagrama unilineal subestación Cardones, patio 220 kV, SCADA

Figura 6: Layout subestación Cardones


8.1.2 DESARROLLO DE ALTERNATIVA

8.1.2.1 ANÁLISIS CONCEPTUAL

De acuerdo a señalado en el ANEXO 1 del presente informe, para que la subestación Cardones

cumpla los requerimientos de la Norma Técnica en cuanto a instalaciones de subtransmisión,

es necesario que ante falla de severidad 9 en cualquiera de las barras, queden operativos al

menos dos de los autotransformadores 220/110 kV. Adicionalmente, con la finalidad de

realizar un mantenimiento de interruptores se requiere al menos considerar conexión a la

barra de transferencia de los interruptores de ATR1, ATR2 y ATR3.

Al observar los espacios disponibles y revisar detalles mediante una visita a la subestación

realizada en octubre del 2015, se propone como proyecto de solución que el ATR1 220/110

kV se conecte con configuración de doble interruptor entre las barras 1 y 2, y que por otro

lado se extienda la conexión del ART2 y ATR3 a la barra de transferencia.

8.1.2.2 CONFIGURACIÓN

La alternativa recomendada propone una configuración de doble interruptor para el ATR 1, y

la extensión a la barra de transferencia de los interruptores de ATR3 y ATR2 indicada

esquemáticamente en la siguiente figura.

Figura 7: Diagrama alternartiva de proyecto de normalización subestación Cardones


En vista a los requerimientos normativos, se propone el desarrollo de un proyecto de

normalización para la subestación Cardones consistente en lo siguiente:

a) Modificar la conexión del ATR 1 a topología de doble interruptor mediante la

instalación de un interruptor híbrido. Con este desarrollo se da cuenta de los

requerimientos de diseño ante falla de severidad en cualquiera de las dos

secciones de barra.

b) Conectar los interruptores de ATR2 y ATR3 a la barra de transferencia mediante

las instalaciones de dos desconectadores y los respectivos aisladores de pedestal.

Con este desarrollo se dará cuenta de la exigencia normativa en cuanto al

mantenimiento de interruptores.

8.1.2.3 MODIFICACIÓN ATR 1 220/110 KV A CONFIGURACIÓN DE DOBLE

INTERRUPTOR

Actualmente en la S.E. Cardones existen 4 transformadores, que reducen la tensión desde 220

kV a 110 kV; tres de ellos convierten directamente 220 kV en 110 kV, mientras que el restante,

que se utiliza en casos de emergencia o mantenciones mayores en los otros transformadores,

está compuesto por dos transformadores en tándem; el primero de 220 kV a 154 kV y luego,

un segundo banco de autotransformadores, convierte de 154 kV a 110 kV.

Cada uno de los transformadores 220/110 kV (ATR1, ATR2 y ATR3) se conecta a una de las

barras principales, según corresponda, mediante un paño dedicado. Para el caso del Tandem,

por ser equipos que se utilizan en caso de emergencia y mantenciones mayores en algunos de

los otros transformadores, no tiene un paño dedicado ya que su conexión se realiza mediante

chicotes, directamente a la barra 1, o a la barra 2 mediante una barra auxiliar. En la Figura 8,

se muestra la ubicación de la barra auxiliar y el equipo Tandem.

Figura 8: Ubicación barra auxiliar y equipo Tandem – vista de poniente a oriente


Cabe destacar que si bien esta solución provisoria que consiste en la utilización del Tandem

ha permitido a la fecha evitar pérdidas de suministro en subtransmisión, no soluciona el

problema de severidad 9.

Para conectar el ATR1 a la sección 2 de la barra principal, se requiere instalar un paño en el

terreno demarcado donde lo indica la Figura 9.

Figura 9: Terreno requerido para emplazamiento del nuevo paño e interferencias existentes

Una vista oriente a poniente de la torre auxiliar que conecta la barra auxiliar del Tandem a la

sección 2 de la barra principal, se aprecia en la Figura 10.


Figura 10: Torre auxiliar

De la Figura 9 y Figura 10 se puede indicar:

Dado el espacio disponible, el paño tendría que considerar tecnología híbrida o GIS.

Se requiere conectar el nuevo paño a la barra auxiliar ATR1. Para esto se requiere

retirar los conductores de la barra auxiliar del Tandem.

Para conectar el nuevo paño del ATR1 a la barra principal sección 2, se requiere

retirar la torre auxiliar.

La solución propuesta se muestra en la Figura 11.

8.1.2.4 CONEXIÓN PAÑOS DE ATR 2 Y ART 2 A BARRA DE TRANSFERENCIA

En S/E Cardones ninguno de los transformadores existentes está conectado a la barra de

transferencia, debido a que esta conexión es exigida en la nueva versión de la NTSyCS. Así, se

requiere instalar para el ATR2 y ATR3 un desconectador y aisladores de pedestal. Por motivos

de seguridad (reducir tiempos de desconexiones que generen eventuales sobrecargas

críticas), estos desconectadores podrán ser operados a distancia. La solución propuesta se

muestra en la Figura 11 .


8.1.2.5 DISPOSICIÓN DE EQUIPOS

Conforme a la propuesta de normalización, se presenta a continuación el diagrama de planta

con las obras de ampliación de subtransmisión recomendadas para la subestación Cardones.

Figura 11: Proyecto propuesto normalización subtransmisión S.E Cardones

El equipamiento primario requerido por las ampliaciones recomendadas se resume en la

siguiente tabla:

Tabla 3:: Resumen requerimientos Mínimos Instalaciones de Transmisión

Equipo Cantidad

Paño híbrido 220 Kv, que incluye todos los elementos necesarios para su correcta operación, siendo estos desconectadores, TT/CC, entre otros

1

Aislador pedestal 18

Desconectadores motorizado de apertura central 220 kV 2


8.1.2.6 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS

Para efectos del desarrollo del proyecto, se presenta a continuación indicaciones y conceptos

generales que describen el proceso de obras.

Las obras para la Conexión de ATR1 en configuración de doble interruptor son las siguientes:

a) Construcción de fundaciones para el nuevo equipamiento

b) Retiro de conductor de barra auxiliar Tandem

c) Instalación de equipos: equipo híbrido y aisladores de pedestal

d) Obras menores, destacando modificaciones menores al sistema de control y ajustes

menores de protecciones, conexión de nuevos equipos a la malla de tierra, entre otros.

Las Obras para la Conexión de ATR2 y ATR3 a la barra de transferencia son las siguientes:

a) Construcción de fundaciones para el nuevo equipamiento

b) Instalación de equipos: desconectadores y aisladores de pedestal

c) Obras menores, destacando modificaciones menores al sistema de control y ajustes

menores de protecciones, conexión de nuevos equipos a la malla de tierra, entre otros.

8.1.3 VALOR DE INVERSIÓN

En base a las características del proyecto de ampliación de las instalaciones de

subtransmisión de la subestación Cardones, se determinó referencialmente que el valor de

inversión asciende a 2,78 MMUSD.


Tabla 4: Valor de inversión Cardones – ampliación subtransmisión

8.1.4 PLAZO Y RESPONSABLE

El plazo estimado de ejecución para la obra es de 24 meses y la empresa responsable de esta

obra de ampliación es Transelec.


PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. LOS MAQUIS 8.2

El Proyecto Normalización Subestación Los Maquis, en cuanto a las instalaciones de

subtransmisión y de transmisión troncal, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y

Calidad de Servicio, que señala: “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla

de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no

falladas…”. Este criterio de seguridad es vulnerado ante falla de severidad 9 en la única barra,

provocando la salida de servicio de todos los elementos troncales y del transformador

220/110 kV perteneciente al sistema de subtransmisión STX-C, y finalmente generando la

pérdida del consumo de la zona de Aconcagua. Los antecedentes del estudio de falla de

severidad 9 pueden encontrarse en el del presente informe. Además ninguno de los paños

troncales posee posibilidad de mantenimiento ya que no existe barra de transferencia.

Por otro lado, y en relación únicamente a las instalaciones de subtransmisión se aprecia un

incumplimiento en la topología de conexión del único transformador 220/110 kV, el cual se

encuentra conectado directamente a la barra de 220 kV, sin un interruptor.

Adicionalmente, se vulnera el criterio de configuración de transformadores indicado en la

Norma Técnica, el cual señala: “…se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser

controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”. Este criterio es vulnerado ante

falla de severidad 8 en el único transformador 220/110kV, provocando la pérdida de

consumo de la zona de Aconcagua. Los antecedentes del estudio de falla de severidad 8

pueden encontrarse en el ANEXO 1 del presente informe.

En virtud a los incumplimientos previamente mencionados, se desarrolló un proyecto que se

presenta como una solución orgánica que contemple la regularización de la subestación en

cuanto a los elementos troncales y de subtransmisión. Cabe destacar que las características

del proyecto se desarrollaron en conjunto a la empresa Colbún S.A, propietaria de la

subestación.


La S.E. Los Maquis tiene 5 paños de 220 kV, dos de ellos troncales provenientes de Polpaico,

un paño de subtransmisión asociado al transformador 220/110 kV, uno desde la central

Hornitos y un último paño que conecta el consumo de la minera Andina. Cabe destacar que en

cuanto a instalaciones pertenecientes al sistema de subtransmisión, el transformador

220/110 kV se encuentra conectado a la barra principal mediante un desconectador directo a

la barra principal. Una vista aérea general de la S.E. se muestra en la Figura 12.


Figura 12: S/E Los Maquis

8.2.2 DESARROLLO DE ALTERNATIVA PROYECTO DE NORMALIZACIÓN

8.2.2.1 ANÁLISIS CONCEPTUAL

De acuerdo a lo señalado en el del presente informe, para que la subestación Los Maquis

cumpla los nuevos requerimientos de la Norma Técnica en cuanto a instalaciones de

subtransmisión, es necesario normalizar la conexión del transformador existente, instalar un

segundo transformador 220/110 kV, y permitiendo efectuar labores de mantenimiento a sus

interruptores sin requerir desenergizar los transformadores. La factibilidad de lo anterior fue

verificada en una visita técnica realizada el primer semestre del presente año, además del

trabajo conjunto con el propietario.

El proyecto de subtransmisión a desarrollar dependerá de la configuración de la subestación.

Dado que en la revisión 2015 del estudio de transmisión troncal se recomendó modificar la

configuración de esta subestación a doble interruptor, la normalización de la conexión del

transformador existente deberá ser en configuración doble interruptor. De la misma manera

se requerirá desarrollar la misma configuración para la conexión del segundo transformador

que permitirá cumplir con la exigencia de severidad 8. Lo anterior, implica 1 paño en GIS para

cada transformador y un segundo paño híbrido.


8.2.2.2 CONFIGURACIÓN

Tal como se indicó anteriormente, se recomendó en la revisión del ETT 2015 la modificación

de la configuración de la subestación a doble interruptor, mediante la instalación de un GIS

220 kV barra simple. El GIS, permitirá la conexión de todos los elementos troncales y de

subtransmisión de la subestación. Incluso, se estableció que el GIS permita la conexión de 4

paños, pero disponga de servicios auxiliares para 6 paños, de manera de permitir una

eventual conexión futura de los paños adicionales. La Figura 13 presenta un diagrama unilineal

esquemático de la propuesta del proyecto.

Figura 13: Diagrama unilinealsimplificado proyecto Los Maquis

En consistencia con la normativa, es necesario regularizar la conexión de los paños troncales y

el transformador 220/110 kV. En vista de lo anterior, se propone que el GIS mostrado en la

Figura 13 permita la conexión de 6 circuitos: 2 bahías para normalizar los paños troncales, 2

bahías para la conexión de los paños existentes y futuros de subtransmisión (correspondiente

al nuevo transformador 220/110 kV) y 2 bahías para la conexión de nuevos circuitos

adicionales, o bien, dejar abierta la posibilidad que los paños adicionales existentes que lo

requieran asuman a futuro la misma configuración de los paños troncales, con la finalidad de

otorgar mayor suficiencia al sistema.


8.2.2.3 NORMALIZACIÓN DE CONEXIÓN TRANSFORMADOR 220/110 KV

El transformador 220/110 kV se conecta a la barra principal existente a través de un

desconectador 220 kV de apertura central sin el respectivo interruptor (Figura 14). Para

normalizar esta conexión, se sugiere reemplazar el desconectador por un equipo híbrido (que

incluye interruptor, desconectador, TT/CC y, en general, cualquier elemento necesario para su

correcta operación). Debido al impacto en tiempos de desconexión que lo anterior significa, se

propone que esta normalización se realice luego de poner en servicio un segundo

transformador 220/110 kV, requerido para dar cumplimiento de la subestación a la exigencia

de severidad 8.

Figura 14: Reemplazo de desconectador por equipo híbrido

Por otro lado, como este paño debe permitir la mantención de su interruptor sin dejar fuera

de servicio al transformador, se propone que entre el equipo híbrido y el transformador, se

deje espacio para la instalación de mufas que permitan conectar el transformador al GIS

indicado en la Figura 13, de manera de adoptar la configuración doble interruptor.

8.2.2.4 EMPLAZAMIENTO BARRA GIS

La zona propuesta para el emplazamiento de la barra GIS es la indicada en la Figura 15, cuyos

terrenos son propiedad de Colbún.


Figura 15: Zona de emplazamiento de la barra GIS

La zona propuesta en terreno para emplazamiento del GIS vista en la Figura 15, se aprecia

como lo muestra la Figura 16.

Figura 16: Zona de emplazamiento de la barra GIS

8.2.2.5 DISPOSICIÓN DE EQUIPOS

Finalmente, la propuesta de normalización que se muestra en la Figura 17.


Figura 17: Disposición de equipos – Resumen de obra

Lo anterior, se resume en el Tabla 5.

Tabla 5: Equipos por tipo de sistema

Equipo Cantidad

Paño GIS 220 kV 2

Paño híbrido 220 kV 2

Transformador trifásico 220/110 kV (120 MVA) 1

Mufas 220 kV 9

Cable 220 kV Si

Paño híbrido 110 kV 1

Mufas 110 kV 6

Cable 110 kV Si

Cabe señalar que el galpón GIS y sus servicios auxiliares deben permitir la instalación y

operación de 6 paños.

8.2.2.6 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS

Las obras de subtransmisión se propone se lleven a cabo de la siguiente manera, sin ser

exhaustivo ni representar una secuencia de construcción:

a) Instalación de un segundo transformador 220/110 kV (120 MVA), y su respectivo

paño GIS.

b) Conexión del 2° transformador al GIS y puesta en operación


c) Desenergización del transformador 1 (existente previo al proyecto). Para esto se

requiere desenergizar provisoriamente la barra aire para retirar los chicotes.

d) Modificación del paño del transformador 1 e instalación de un paño GIS para este

transformador (al finalizar las pruebas y entregado a la operación, este transformador

tendrá un paño configuración doble interruptor)

e) Una vez energizado el transformador 1, se procede a desenergizar el transformador 2.

f) Construcción de paño aire mediante equipo híbrido para el transformador 2; pruebas

y entrega en operación.

De esta manera, ambos transformadores quedan conectados en doble interruptor,

cumpliendo las nuevas exigencias de la normativa.


Si bien el proyecto de normalización de la subestación Los Maquis se realizó considerando la

coherencia técnica de todos los elementos que a ésta confluyen, para efectos de la presente

revisión de las expansiones del sistema de subtransmisión, se presenta a continuación la

valorización de las obras de ampliación de subtransmisión recomendadas para la

mencionada subestación, perteneciente al sistema STX-C, el cual asciende a 13.493 MUSD.

Tabla 6: Valor de inversión Los Maquis – ampliación subtransmisión

Cabe señalar que es recomendable que las obras de normalización de la S.E. para los efectos de las instalaciones de subtransmisión y otras que se requieran para cumplir NTSyCS, se

# Descripción Cantidad Unidad Valor unidad Valor total

1 Equipos y materiales 5.708.107USD

1.1 Equipos primarios (Trafo 220/110 kV+ Eqs Hibri+ paños GIS+ otros) 1 gl 5.633.684USD 5.633.684USD

1.2 Materiales 1 gl 74.423USD 74.423USD

2 Obras civiles 380.577USD

2.1 Obras civiles y fundaciones 1 gl 372.597USD 372.597USD

2.2 Estructuras metálicas 1 gl 7.980USD 7.980USD

3 Otros 3.524.121USD

3.1 Ingeniería 1 gl 333.742USD 333.742USD

3.2 Medioambiente 1 gl 84.786USD 84.786USD

3.3 Mano de obra, maquinaria, instalación de faena 1 gl 2.275.719USD 2.275.719USD

3.4 Transporte + aduana 1 gl 689.032USD 689.032USD

3.5 Puesta en marcha 1 gl 140.842USD 140.842USD

4 Seguros 149.329USD

4.1 Seguro 1 gl 149.329USD 149.329USD

5 Intereses intercalarios 404.184USD

5.1 Intereses intercalarios 1 gl 404.184USD 404.184USD

6 Gastos Generales y utilidades 1.974.408USD

6.1 Gastos generales 1 gl 660.811USD 660.811USD

6.2 Utilidades 1 gl 1.313.597USD 1.313.597USD

7 Adminstración 342.461USD

7.1 Administración e ITO 1 gl 342.461USD 342.461USD

8 Imprevistos 1.010.460USD

8.1 Contingencias 1 gl 1.010.460USD 1.010.460USD

V.I. 13.493.646USD


ejecuten de manera conjunta con la normalización troncal propuesta; lo anterior para aprovechar las economías de ámbito, escala u otras que signifiquen, por ejemplo, intervenir una sola vez la S.E.

8.2.4 PLAZO DE EJECUCIÓN Y RESPONSABLE


obra de ampliación es Colbún.


PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. VALDIVIA 8.3

El Proyecto Normalización de la subestación Valdivia en cuanto a las instalaciones de

subtransmisión, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que

señala: “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas

pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”. Este criterio de

seguridad era vulnerado ante falla de severidad 9 en la sección de barra 1 del patio de 220 kV,

la cual dejaba fuera de operación ambos transformadores 220/66 kV (TR1 y TR4),

provocando la pérdida del abastecimiento de la zona. Cabe destacar que ambos

transformadores son calificados como parte del sistema de subtransmisión STX-F. Los

antecedentes del estudio de falla de severidad 9 pueden encontrarse en el del presente

informe. Por este motivo, la empresa STS desarrolló un proyecto que se presenta como

solución en cuanto a los requerimientos de falla de severidad 9, y lo implementó, estando

actualmente en servicio.

Por otro lado, y en relación al mantenimiento de interruptores de los transformadores TR1

(220/66 kV) y TR4 (220/66 kV), existe incumplimiento normativo en cuanto a que la

topología de conexión de éstos debe incluir la conexión a la barra de transferencia de manera

que las instalaciones que conectan queden operativas durante el mantenimiento del

respectivo interruptor, razón por la cual la DPD del CDEC SIC desarrolló un proyecto que

considera la conexión de los interruptores de ambos transformadores 220/66kV a la barra de

transferencia y el posterior retiro del interruptor existente del paño JT4.


La subestación Valdivia, en el patio de 220 kV, posee 5 paños de línea, 4 paños pertenecientes

a líneas troncales y un paño de línea adicional. La situación actual, luego de implementado el

proyecto de STS, se muestra en la Figura 18.


Figura 18: Situación actual S/E Valdivia


8.3.2 PROYECTO DE NORMALIZACIÓN

La normalización de esta subestación se presenta en contexto del cumplimiento de exigencia

de mantenimiento de interruptores, especialmente para el caso de los transformadores.

8.3.2.1 CUMPLIMIENTO DE EXIGENCIA DE MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES

Para cumplir las exigencias normativas respecto del mantenimiento de interruptores, la DPD

del CDEC SIC consideró la conexión a la barra de transferencia de los transformadores TR1 y

TR4, lo cual se aprecia en la Figura 19 y el retiro del interruptor existente del paño JT4,

Figura 20.

Figura 19: Proyecto propuesto para cumplir exigencias normativas respecto de mantenimiento de interruptores


Figura 20: Interruptor existente del paño JT4 a retirar

El proyecto de normalización se muestra en el diagrama unilineal esquemático de la Figura 21, la

que muestra además el interruptor a ser retirado.


Figura 21: Diagrama unilineal esquemático con propuesta de normalización subestación Valdivia

8.3.2.2 PROYECTO DE NORMALIZACIÓN

Para implementar lo anteriormente indicado, se propone, basado en la información recibida

(3 fotografías y un plano de planta de disposición de equipos), lo siguiente:

1. Construir el marco para una nueva barra auxiliar bifásica, tal como lo muestra la

Figura 22. El marco se propone en postes de hormigón, y será la ingeniería quien

deberá recomendar si los postes a utilizar para la nueva barra auxiliar serán de

hormigón pretensado o de hormigón armado, dadas las condiciones de sitio, además

de los esfuerzos a tolerar. Lo anterior, también deberá especificarse para la cruceta

(específicamente en el espesor de esta). Además, la Ingeniería deberá determinar

dónde reubicar el poste de iluminación mostrado en la Figura 22 y destacado en

amarillo en la Figura 24, por interferencia para el montaje de la nueva barra auxiliar.

Por otro lado, el Análisis de Constructibilidad de la Ingeniería deberá determinar si es

necesario además reubicar el poste destacado en naranjo en la Figura 24, por

eventuales interferencias con el movimiento del brazo del camión pluma para el

montaje de los postes de la nueva barra auxiliar.

B2

B1

BT

PU

ERTO

MO

NTT

2

Rah

ue

TRANSFORMADORN° 4 (220/66 kV)

INTERRUPTORA RETIRAR

Propuesta DPD 220 kV

Existente

Equipo a retirar en Propuesta DPD


Figura 22: Barra auxiliar bifásica – vista hacia S/E

Figura 23: Barra auxiliar bifásica – vista hacia desde S/E hacia Transformador


Figura 24: Poste de iluminación a reubicar (en amarillo) y eventulamente a reubicar (en naranjo)

2. Desenergizar transformador 4 y remover conexiones (chicotes) a barra auxiliar

existente y de barra auxiliar existente a marco de línea. Luego, realizar las siguientes

conexiones:

a. Conectar la nueva barra auxiliar al Marco de Línea.

b. Conectar 2 fases del transformador, desde los aisladores de pedestal, a la

nueva barra bifásica, en tanto que la fase más cercana de los marcos de línea,

conectarlos directamente a uno de los TT/PP, tal como se muestra en la a 26 y

Figura 26.


c. Reenergizar el transformador.

Figura 25: Obras indicadas en puntos 1 y 2


Figura 26: Plano de planta con obras indicadas en 1 y 2


3. Retirar el interruptor JT4 existente, además del desconectador, el poste cuya función

es de aislador de pedestal (Figura 27), además de la barra auxiliar existente (Figura 28):

Figura 27: Retiro de Equipos

Figura 28: Retiro de barra auxiliar

4. La situación final se muestra en la Figura 29


Figura 29: Situación final

Intencionalmente en la Figura 29 se ha eliminado la fundación del interruptor a retirar con el

objetivo de entregar mayor claridad de la propuesta. Sin embargo, en la práctica, no es

necesario demoler dicha fundación.


8.3.2.3 SITUACIÓN PATIO 66 kV

Los interruptores de los paños de los transformadores en el lado de 66 kV generan que ante

requerimientos de mantenimiento, dejan fuera de servicio a los transformadores, lo que hace

infructuosa la normalización para el mantenimiento de interruptores de los transformadores

en el lado de 220 kV. De esta manera, la DPD considera necesario un proyecto de

normalización en 66 kV.

Adicionalmente, el paño del transformador 4 está conectado a la línea 66 kV Valdivia – Picarte,

lo que además genera que el transformador quede fuera de servicio ante fallas en la línea o

incluso, necesidad de mantenimiento de la línea.

En vista de lo anterior, se propone la construcción de una barra de transferencia, incluyendo

su paño acoplador a ambas barras principales. El TR4 será conectado en una barra principal

distinta a la que se conecta el TR1, y ambos transformadores tendrán la posibilidad de

conectarse a la barra de transferencia en 66 kV. Para conectar el TR4 a una de las barras

principales se deberá construir un nuevo paño o reubicar el existente, lo anterior, en función

de los tiempos permitidos para desenergizaciones.

El lugar donde se propone la construcción de la barra de transferencia, el emplazamiento del

paño acoplador y el paño del TR4 se muestra en la Figura 30.


Figura 30: Propuesta adecuación Patio 66 kV

En la Figura 30 se ha propuesto el paño acoplador al noroeste del patio 66 kV para evitar

interferencias con el camino interior de la subestación, que permite el ingreso de maquinaria.

Es probable que para este paño se requiera un tramo en cables, especialmente para la

conexión que se muestra en diagonal.

Cabe destacar que no se cuenta con información suficiente para realizar un proyecto de

normalización en el patio de 66 kV y esta propuesta deberá ser revisada por el propietario,

quien podrá realizar mejoras en función de información propia.


Producto de que el proyecto de la subestación Valdivia posee variables que aún deben ser

aclaradas mediante el estudio de nuevos antecedentes, el valor de inversión de la parte del

proyecto asociada al patio de 66 kV debe considerarse referencial.


Para el caso de traspasar pesos a dólares, se consideró una equivalencia 550 pesos chilenos

por cada dólar.

Tabla 7: Valor de inversión Valdivia – Obras en 220 kV


1 Equipos, materiales y obras 104.242USD

1.1 Equipos primarios S/E 1 gl 62.746USD 62.746USD

1.2 Obras civiles y obras menores 1 gl 41.210USD 41.210USD

1.3 Materiales menores 1 gl 286USD 286USD

2 Otros 137.408USD



2.3 Mano de obra, maquinaria, instalación de faena 1 gl 72.768USD 72.768USD

2.4 Transporte 1 gl 14.840USD 14.840USD

2.5 Puesta en marcha 1 gl 878USD 878USD

3 Seguros 3.839USD

3.1 Seguro 1 gl 3.839USD 3.839USD



5 Gastos Generales y utilidades 66.001USD


5.2 Utilidades 1 gl 36.368USD 36.368USD



7 Imprevistos 17.891USD

7.1 Contingencias 1 gl 17.891USD 17.891USD

V.I. 351.333USD


Tabla 8: Valor de inversión Valdivia – Obras en 66 kV

8.3.4 PLAZO Y RESPONSABLE


obra de ampliación es STS.


1 Equipos, materiales y obras 307.106USD

1.1 Equipos primarios S/E 1 gl 234.150USD 234.150USD

1.2 Obras civiles y obras menores 1 gl 23.752USD 23.752USD

1.4 Estructuras 1 gl 34.276USD 34.276USD

1.3 Materiales menores 1 gl 14.928USD 14.928USD

2 Otros 204.490USD



2.3 Mano de obra, maquinaria, instalación de faena 1 gl 108.411USD 108.411USD

2.4 Transporte 1 gl 25.705USD 25.705USD

2.5 Puesta en marcha 1 gl 3.512USD 3.512USD

3 Seguros 8.684USD

3.1 Seguro 1 gl 8.684USD 8.684USD



5 Gastos Generales y utilidades 167.144USD


5.2 Utilidades 1 gl 99.890USD 99.890USD



7 Imprevistos 45.813USD

7.1 Contingencias 1 gl 45.813USD 45.813USD

V.I. 817.723USD


ANEXO 1

ANALISIS ELÉCTRICOS SEVERIDAD 8 Y 9 SUBESTACIONES TRONCALES Y

SUBTRANSMISIÓN


ANEXO 2

ANALISIS COMPARATIVO RESULTADOS FLUJOS DE POTENCIA METODOS AC

VERSUS METODO DC

informe final - sic.coordinador.cl · informe requerimientos de expansión de sistemas de la...

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