informe tÉcnico -...
TRANSCRIPT
INFORME TÉCNICO
“Estudio de Integridad de Instalaciones del Sistema de
Transmisión 2014”.
Autor : Unidad Integridad del Sistema.
Fecha : 05 de noviembre de 2014
Correlativo : CDEC-SING C0098/2014
Clasificación : Para Observaciones
Código : 1408-UIS-ITE-V1
Versión : 1
CONTROL DE DOCUMENTO
APROBADO POR
Versión Aprobado por Cargo
1
Daniel Salazar J. Director de Operación y Peajes
Raúl Moreno T. Subdirector de Operación
Rafael Carvallo C. Subdirector de Peajes
REVISADO POR
Versión Revisado por Cargo
1 Erick Zbinden A. Jefe Unidad Integridad del Sistema
REALIZADO POR
Versión Realizado por Cargo
1 Unidad Integridad del Sistema -
REGISTRO DE CAMBIOS
Fecha Autor Versión Descripción del cambio
05-11-2014 Unidad Integridad del Sistema 1
Confección de versión final que
incorpora observaciones de
empresas coordinadas a versión
preliminar.
28-08-2014 Unidad Integridad del Sistema Preliminar
Confección de versión preliminar
para observaciones de
empresas coordinadas.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 3
CONTENIDO
1 RESUMEN 5
2 INTRODUCCIÓN 6
3 OBJETIVOS 6
4 ALCANCES 7
5 ANTECEDENTES 9
6 MARCO NORMATIVO 10
7 METODOLOGÍA DE TRABAJO 10
7.1 GENERALIDADES. 10
7.2 DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES TOPOLÓGICAS DE OPERACIÓN. 14
7.3 DEFINICIÓN DE LOS CASOS DE GENERACIÓN. 21
7.4 DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN. 22
7.5 DEFINICIÓN DE LOS TIPOS DE FALLA Y CONTINGENCIAS RELEVANTES. 24
7.6 DEFINICIÓN DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES DE INTERÉS. 24
7.7 MODELACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO. 28
7.8 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO. 31
7.9 ESTUDIO TRANSITORIO. 33
8 ESTUDIO DE INTEGRIDAD EN RÉGIMEN ESTÁTICO DE LOS EQUIPOS EN
INSTALACIONES DEL SING EN 220 KV 35
8.1 GENERALIDADES SOBRE LA RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES TÉCNICOS. 35
8.2 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INTERRUPTORES DE PODER 39
8.3 CÁLCULO DEL LIMITE DE SATURACIÓN PARA LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 66
8.4 CÁLCULO DE LA POTENCIA NATURAL EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 104
9 ESTUDIO DE INTEGRIDAD EN RÉGIMEN DINÁMICO DE LAS INSTALACIONES DEL SING
EN 220 KV 115
9.1 CÁLCULO DEL TIEMPO MÁXIMO DE DESPEJE DE FALLA (TMDF). 115
9.2 ANÁLISIS DE CONTINGENCIA DE SEVERIDAD 9. 134
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 4
10 CONCLUSIONES 163
10.1 RÉGIMEN ESTÁTICO. 163
10.2 RÉGIMEN DINÁMICO. 171
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 5
1 RESUMEN
Este informe presenta los resultados obtenidos en los análisis desarrollados dentro del
contexto de la integridad del sistema de transmisión del Sistema Interconectado del Norte
Grande (SING) en 220 kV, los que se orientan a la detección de estados subestándares del
equipamiento primario existente frente a una condición de falla –en particular, de los
transformadores de corriente e interruptores de poder– y al análisis de potencia natural (SIL:
Surge Impedance Loading) de las líneas de transmisión en 220 kV con configuración de dos
(2) circuitos paralelos y su comportamiento como fuente o sumidero de reactivos.
Adicionalmente, se presenta un análisis de los Tiempos Máximos de Despeje de Falla
(TMDF) para líneas de transmisión en 220 kV que representen vías directas de evacuación
de potencia desde centrales generadoras hacia el SING y/o sean parte del Sistema de
Transmisión Troncal (STT), con el objeto de identificar aquellos enlaces que posean tiempos
de despeje de falla críticos, donde sus sistemas de protección tienen alta dependencia de
sus enlaces de comunicaciones en cuanto a confiabilidad, disponibilidad y latencias, por lo
que deben estar diseñados con las más altas exigencias técnicas utilizadas en la industria.
Para finalizar, se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de una
contingencia de severidad 9, con su posterior despeje, en cada una de las barras de
subestaciones pertenecientes al STT y adicionales de interés, utilizando los Recursos
Generales de Control de Contingencias disponibles en el sistema.
El estudio se orienta al análisis en régimen estático y transitorio del sistema de transmisión
del SING en 220 kV, considerando la expansión de la infraestructura eléctrica y la
incorporación de nueva generación y nuevos consumos en el SING, para los años 2015 y
2017. Se considera además un escenario que analiza la interconexión del SING con el
Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Una vez obtenidos los resultados de dichos análisis, se realiza un diagnóstico asociado a las
mejoras y/o refuerzos que el sistema de transmisión del SING en 220 kV requiere para los
años 2015 y 2017.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 6
2 INTRODUCCIÓN
La operación de todo sistema eléctrico de potencia depende en gran medida de la condición
o estado de los elementos que lo conforman y de las variaciones topológicas que éste
experimenta como consecuencia del desarrollo eléctrico del país. Esto último está asociado
tanto a la incorporación de nuevas tecnologías de generación, utilizando Energías
Renovables No Convencionales (ERNC), como a la expansión de los sistemas de
transmisión producto del ingreso de nuevos proyectos de generación convencional y de
consumo. Frente a este escenario, es relevante detectar los componentes existentes en el
sistema eléctrico que presenten una degradación de sus características de diseño debido
principalmente a su antigüedad, porque ven sobrepasadas sus especificaciones, o bien, para
evaluar los recursos disponibles en el sistema de transmisión que permitan tomar medidas
operativas, verificando con ello un adecuado comportamiento de estos equipos frente a una
condición de falla y, de esta manera, resguardar la integridad de las instalaciones del SING.
El presente informe entrega un reporte de la condición y operación del sistema de
transmisión del SING en 220 kV para los años 2015 y 2017, y las principales medidas para
subsanar y/o reforzar las instalaciones, minimizando las situaciones de vulnerabilidad que se
detecten.
3 OBJETIVOS
El informe tiene por objetivo evaluar el desempeño del sistema de transmisión del SING en
220 kV frente a una condición de falla, desde el punto de vista estático y transitorio, en un
horizonte de análisis que comprende los años 2015 y 2017.
El cálculo de cortocircuitos llevado a cabo a través de un análisis en régimen estático,
permite evaluar si los transformadores de corriente y los interruptores de poder existentes en
las instalaciones de 220 kV del SING pueden continuar siendo utilizados en forma segura
bajo condiciones de expansión del sistema eléctrico, sin transgredir los limites de diseño
definidos por los fabricantes o a través de criterios establecidos conforme a sus condiciones
de operación. Para ello, se realiza un análisis de capacidad de los interruptores de poder y
del límite de saturación en función del burden nominal y conectado, para los transformadores
de corriente.
El cálculo del SIL realizado en líneas de transmisión en 220 kV que presentan una
configuración de dos (2) circuitos paralelos, permite determinar si éstas entregan o
consumen reactivos del sistema eléctrico en función del nivel de potencia transmitida, es
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 7
decir, si tienen un comportamiento inductivo o capacitivo con el resto del sistema. De esta
forma, se identifican aquellos enlaces que presenten un comportamiento como sumideros de
potencia reactiva que pudiese ser perjudical para la regulación de las tensiones del sistema.
El TMDF se determina mediante un análisis del SING en régimen transitorio en líneas de
transmisión en 220 kV que representen una vía directa de evacuación de potencia desde las
unidades generadoras del SING y aquellas que formen parte del STT, identificando los
enlaces que posean tiempos de despeje de falla críticos, y que por ende deban contar con
sistemas de comunicaciones diseñados con los más altos estándares técnicos y que
permitan dar cumplimiento al Art. 5-45 de la NT de SyCS vigente.
Finalmente, se evalúa el comportamiento transitorio del sistema frente a la ocurrencia de una
contingencia de severidad 9 y su posterior despeje en cada una de las barras de las
subestaciones pertenecientes al STT y adicionales de interés, verificando el cumplimiento
del Art. 3-24 de la NT de SyCS vigente en cada una de las subestaciones analizadas, es
decir, garantizar que la configuración de barras permite despejar la ocurrencia de una falla
de severidad 9 sin propagarse, utilizando los Recursos Generales de Control de
Contingencias disponibles en el sistema.
4 ALCANCES
Definición de la metodología de trabajo, escenarios topológicos de operación, casos de
generación, tipos de falla y contingencias relevantes, criterios de estudio y puntos o
líneas de interés para los diferentes análisis, según los problemas y restricciones
operacionales que actualmente se evidencian en el SING.
Creación de una Base de Datos (BD) para el estudio, considerando como referencia la
BD Digsilent Power Factory del SING en versión vigente a febrero de 2014. A esta BD se
le incorpora el Plan de Expansión de Obras, la demanda proyectada para los años 2015 y
2017 e incluye la modelación de las centrales ERNC cuya interconexión al SING se
espera durante el horizonte de tiempo del estudio. Para ello, se utilizan las proyecciones
del sistema de transmisión del SING contenidas en el Informe “Propuesta de Expansión
del Sistema de Transmisión del SING”, abril de 2014, para los años de estudio: 2015 y
2017, y los proyectos informados en construcción al CDEC-SING por las empresas
coordinadas a junio de 2014. Finalmente, el despacho de unidades generadoras se lleva
a cabo a través de un orden de mérito por costo variable, considerando el parque
generador disponible en cada año de estudio.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 8
Recopilación de información técnica desde los registros del CDEC-SING, disponible en la
base de datos del sitio web (www.cdec-sing.cl) y en los registros de uso interno de la
Dirección de Operación (DO) del CDEC-SING, para obtener la nomenclatura con que han
sido designados los interruptores de poder por paños de línea, los planos unilineales o
datos de placa que indiquen la capacidad de ruptura nominal de equipos interruptores de
poder y la razón de transformación, clase de precisión y burden nominal de equipos
transformadores de corriente.
Recopilación de antecedentes técnicos asociados a los parámetros eléctricos de
impedancia y longitud de las líneas de transmisión en 220 kV que se someten al cálculo
del SIL.
Estimación de la longitud de conductores utilizados en la conexión de los transformadores
de corriente a través de la disposición geo-referenciada de subestaciones en formato
KMZ.
Desarrollo de distintos tipos de análisis en régimen estático y transitorio para los años de
análisis: 2015 y 2017.
Realización de un análisis de cortocircuito conforme a la metodología IEC 60909,
considerando la simulación de cortocircuitos trifásicos, monofásicos, bifásicos y bifásicos
a tierra sobre todas las subestaciones pertenecientes al sistema de transmisión en
220 kV. Se registran los niveles de corriente de cortocircuito simétrico inicial, tanto en las
barras de las subestaciones como los aportes efectivos por cada uno de los paños de
línea, de transformador y de reactor, incidentes a las subestaciones analizadas.
Determinación del estado actual de los transformadores de corriente e interruptores de
poder para la totalidad de las instalaciones en 220 kV del SING, de acuerdo a su nivel de
criticidad planteada en el Capítulo 7: Metodología de trabajo.
Desarrollo de un análisis que permita determinar si las líneas de transmisión en 220 kV
con configuración de dos (2) circuitos paralelos entregan o consumen potencia reactiva
del sistema eléctrico, tanto para una condición normal de operación (criterio N) como para
una condición que considere a uno de los circuitos fuera de servicio (criterio N-1). Esto se
realiza a través de una comparación entre la potencia transmitida por un circuito y el SIL
calculado.
Realización de un análisis en régimen transitorio para determinar los TMDF en líneas de
transmisión en 220 kV que evacúan potencia desde las unidades generadoras del SING
y/o forman parte del STT.
Realización de un análisis en régimen transitorio para evaluar el comportamiento
dinámico del SING tras la ocurrencia de una contingencia de severidad 9, y su posterior
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 9
despeje, en cada una de las barras de subestaciones pertenecientes al STT y adicionales
de interés.
Finalmente, se realiza un diagnóstico orientado a mejorar el estado de las instalaciones
que presentan una condición subestándar desde el punto de vista estático y transitorio.
5 ANTECEDENTES
Para el desarrollo de este documento se ha utilizado la siguiente documentación técnica:
Base de datos del SING en formato Digsilent Power Factory, versión vigente a febrero de
2014, disponible en la siguiente ruta del sitio web del CDEC-SING: Datos del SING /
Instalaciones del SING / Base de Datos del SING.
Proyección de demanda máxima coincidente en el SING para los años 2015 y 2017,
contenida en el Informe “Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING”,
versión de abril de 2014, Departamento de Planificación, CDEC-SING.
Plan de Obras SING 2014 – 2018, contenido en el Informe “Propuesta de Expansión del
Sistema de Transmisión del SING”, versión de abril de 2014, Departamento de
Planificación, CDEC-SING.
Disposición de líneas y subestaciones del SING en formato KMZ, Departamento de
Planificación CDEC-SING, Versión 1, abril de 2014. De uso interno.
Información técnica de interruptores de poder y transformadores de corriente obtenida
desde los diagramas unilineales de las instalaciones en 220 kV, disponibles en el sitio
web del CDEC-SING a junio 2014, menú Datos del SING / Instalaciones del SING.
Información técnica de interruptores de poder y transformadores de corriente, obtenida
desde los diagramas unilineales de las instalaciones en 220 kV, disponible en el registro
interno: “Tarea de Información Técnica”, Departamento de Operaciones, CDEC-SING.
Datos de placa de interruptores de poder en 220 kV, Departamento de Operaciones,
CDEC-SING.
Información técnica de parámetros eléctricos de líneas de transmisión, disponible en el
sitio web del CDEC-SING, menú Datos del SING / Instalaciones del SING / Líneas de
Transmisión.
Proyectos declarados en construcción en el Boletín Semanal a junio de 2014, publicado
en el sitio web del CDEC-SING.
Catálogo de conductores eléctricos, COCESA.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 10
6 MARCO NORMATIVO
Para la realización del presente estudio, se ha considerando tanto la normativa nacional
vigente, como también estándares internacionales relacionados, entre los que destacan:
NT de SyCS, 2014 : Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, versión
de julio de 2014 y Res. Exta. N°321 del 21 de julio de 2014.
Procedimiento DO : Interconexión, Modificación y Retiro de Instalaciones del
SING, agosto de 2012.
Procedimiento DP : Información Técnica de Instalaciones y Equipamientos,
agosto de 2012.
Decreto DS N°82/2012 : Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión
Troncal. Periodo 2011 – 2012, marzo de 2012.
Decreto DS N°310/2013 : Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión
Troncal. Periodo 2012 – 2013, agosto de 2013.
Decreto DS N°201/2014 : Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión
Troncal. Periodo 2013 – 2014, junio de 2014.
ANSI/IEEE C37.2-2008 : Standard for Electrical Power System Device Function
Numbers, Acronyms, and Contact Designations.
ANSI/IEEE C57.-1993 : Standard Requirements for Instrument Transformers.
IEC 60909-0, 2001 : Short-Circuit current in three-phase a.c. systems.
IEC 60044-1, 2003 : Current Transformers.
IEC 60044-6, 1992 : Requirements for protective current transformers for
transient performance.
IEC 62271-100, 2008 : High-voltage switchgear and controlgear.
7 METODOLOGÍA DE TRABAJO
7.1 GENERALIDADES.
La metodología empleada se ajusta a los objetivos planteados para el estudio, lo que
considera en primera instancia la definición de los escenarios topológicos de operación,
casos de generación, tipos de falla analizadas, contingencia relevantes y las bases
generales con las que se realiza la modelación del sistema eléctrico de interés.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 11
7.1.1 Base de Datos (BD).
El sistema eléctrico del SING está representado en formato DigSilent, en una BD que
contiene los años de interés: 2015 y 2017, definidos en concordancia con los escenarios
topológicos de operación que son descritos en en la sección 7.2. Esta BD se utiliza para
desarrollar los análisis en régimen estático y transitorio del SING en 220 kV, cuyos objetivos
se indican a continuación.
7.1.2 Análisis en régimen estático.
Capacidad de transformadores de corriente e interruptores de poder.
Se detectan las limitaciones de los interruptores de poder (52) bajo condición de falla,
tomando en cuenta la expansión que se estima experimentará el SING para los años 2015 y
2017. El análisis considera como variable de interés la corriente de cortocircuito inicial
simétrica ( ), según la norma IEC 60909, para una condición de falla trifásica, monofásica
a tierra, bifásica y bifásica a tierra.
Utilizando la herramienta computacional DigSilent Power Factory se obtienen los niveles de
cortocircuito simétrico inicial, , registrando tanto los resultados de la simulación de las
fallas definidas en el párrafo anterior en cada barra de 220 kV, como las contribuciones
efectivas por cada paño conectado a dichas barras. Se definen criterios para el análisis de
capacidades que, luego de contrastar el resultado de la simulación con los antecedentes de
interruptores de poder obtenidos mediante el proceso de recopilación de información técnica,
permiten clasificar al equipo en una condición normal, de alerta o crítica.
Límite de saturación de transformadores de corriente.
En el marco del análisis en régimen estático, se determina el límite de saturación de los
transformadores de corriente (T/C) existentes y proyectados en 220 kV para el SING. Para
ello, se define el Burden Total Máximo (BTM) que puede ser conectado al T/C en función del
burden nominal de éste y de la máxima corriente de cortocircuito calculada, el cual se
compara con el Burden Real obtenido a través de la estimación del burden de servicio de
cada T/C, el cual se compone básicamente de tres (3) componentes: el burden del cable de
conexión, el burden de la protección y el burden interno del transformador.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 12
Cálculo del SIL en líneas de doble circuito en 220 kV.
Se determina el SIL en las líneas de transmisión del SING en 220 kV que cuenten con
configuración de dos (2) circuitos paralelos. Luego se compara este valor con el nivel de
potencia transmitida por cada una de las líneas, obtenido a través de un cálculo de flujos de
potencia para distintos escenarios de operación, tanto para una condición normal de
operación (criterio N) como para una condición que presente a uno de los circuitos paralelos
fuera de servicio (criterio N-1).
El cálculo del SIL permite develar si la línea de transmisión entrega o absorbe potencia
reactiva desde el sistema eléctrico, es decir, si puede mejorar o degradar el comportamiento
de las tensiones en las distintas subestaciones del SING.
7.1.3 Análisis en régimen transitorio.
Cálculo del TMDF.
Mediante un análisis transitorio en los años de estudio: 2015 y 2017, se determinan los
TMDF sobre las líneas de transmisión que evacúan potencia desde centrales generadoras y
que pertenecen al STT, las cuales se definen en la sección 7.6.3. Lo anterior, considerando
un escenario de máxima demanda y aplicando contingencias de severidad 4 sobre cada una
de las líneas mencionadas.
La metodología consiste en identificar la primera unidad generadora que pierde sincronismo
tras la ocurrencia de la contingencia de severidad 4 sin despeje por ninguna función de
protección, en un parque generador despachado a través de un criterio económico por orden
de mérito sobre los costos variables de las centrales. Posteriormente, se define el TMDF que
define aquel tiempo máximo que evita que alguna unidad generadora pierda sincronismo.
Contingencia de severidad 9 en subestaciones del STT.
Se estudia el comportamiento en régimen transitorio del sistema tras la aplicación de una
contingencia de severidad 9 en las subestaciones del STT y adicionales de interés, con su
posterior despeje, verificando el cumplimiento del Art. 3-24 de la NT de SyCS, permitiendo
sólo la utilización de los Recursos Generales de Control de Contingencias disponibles en el
sistema, es decir, sin considerar Recursos Adicionales de Control de Contingencias.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 13
7.1.4 Resultado del estudio.
Como resultado de cada uno de los análisis desarrollados en el presente estudio, se
considera lo siguiente:
Identificar aquellos interruptores de poder conectados en 220 kV que vean
sobrepasada su capacidad de ruptura frente al nivel de cortocircuitos esperado para
los años 2015 y 2017, por lo que amerita su reemplazo.
Identificar aquellos TT/CC que presenten algún grado de saturación frente al nivel de
cortocircuitos esperado para los años 2015 y 2017. Considerando que para el
desarrollo de este estudio se ha estimado el valor del burden operacional de estos
equipos, a aquellas instalaciones identificadas como saturadas se les solicitará el
desarrollo de una memoria de cálculo con la medición de burden efectivo en sitio,
cuyo resultado permitirá adoptar las medidas necesarias para normalizar la
condición del equipo, las cuales pueden ser:
o Verificar posibilidad de cambiar el tap primario del TC.
o Modificar la sección del cable que conecta la salida del secundario del TC con el relé de protección.
o Cambio del TC.
Identificar aquellas líneas de transmisión en doble circuito que presenten un grado
de utilización mayor a su SIL, y que a su vez se comporten como un sumidero de
potencia reactiva del sistema.
Identificar aquellas líneas de transmisión que evacúan potencia desde centrales
generadoras al SING y/o que pertenecen al STT, y que además cuenten con
tiempos críticos de despeje de falla, con el objetivo de definir los requerimientos
mínimos de sus sistema de comunicaciones para evitar la propagación de una falla
al resto del sistema.
Verificar el cumplimiento del Art. 3-24 de la NT de SyCS vigente en subestaciones
del STT y adicionales de interés, a través de la utilización de los Recursos
Generales de Control de Contingencias. A su vez, se identican aquellas
subestaciones que podrían requerir la aplicación de Recursos Adicionales de Control
de Contingencias para la propagación de la perturbación evitando la operación del
sistema en estado de emergencia.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 14
Cada uno de los puntos recién expuestos tienen como premisa mejorar la integridad del
sistema de transmisión en 220 kV del SING.
7.2 DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES TOPOLÓGICAS DE OPERACIÓN.
Se consideran dos (2) condiciones topológicas de operación como base para el estudio en
función de los años escogidos para el desarrollo de cada uno de los análisis definidos en las
secciones 7.1.2 y 7.1.3.
7.2.1 Topología 1: Año 2015.
Representa la operación y estructura topológica del SING al año 2015, considerando el plan
de expansión de obras y la proyección de la demanda para dicho periodo.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 15
Figura 1. Topología 1 – SING, año 2015.
PV Pozo
PV Encuentro
El Águila
La Huayca
Pas 2
Pas 3
Arica Solar 1
Arica Solar 2
Quillagua
PV Cóndores
PV Arica
SVC
OGP1
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 16
7.2.2 Topología 2: Año 2017.
Representa la operación y estructura topológica del SING al año 2017, considerando el plan
de expansión de obras y la proyección de la demanda para dicho periodo.
Para este año de estudio se realiza una sensibilidad en torno a la expansión de la zona sur-
cordillera del SING, justificada principalmente por las nuevas obras de transmisión que
llevará a cabo Minera Escondida.
Expansión Zona Sur-Cordillera del SING, periodo 2014 – 2017
El plan de expansión de Minera Escondida contempla la puesta en servicio de los proyectos
OGP1, Kelar y EWS, cuyas descripciones generales se presentan a continuación:
OGP1: Considera la instalación de una nueva concentradora, que será energizada a
través de la nueva subestación OGP1, y un compensador estático de reactivos (SVC:
Static Var Compensation) en la subestación Domeyko o alrededores. Estas obras
también son consideradas en la Topología 1, referente al año 2015, expuesta en la
sección 7.2.1.
Central Kelar: Considera la instalación de una central generadora de ciclo combinado en
base a GNL en la zona de Mejillones, con una potencia bruta de 517 MW. Se conectará a
una nueva subestación seccionadora denominada Kapatur y su fecha de puesta en
servicio se estima para el año 2016, por lo que se la considera dentro del escenario 2017.
EWS: Considera la instalación de nueva infraestructura eléctrica que permita bombear
agua desalada adicional desde el puerto de Coloso hasta la mina Escondida. Se estima
que este proyecto alcance una demanda máxima de 165 MW y su puesta en servicio se
prevé cercana al año 2017.
De acuerdo a la información entregada por Minera Escondida a este CDEC, a la fecha se
han estudiado dos (2) alternativas de expansión del sistema de transmisión de Minera
Escondida al año 2017, dependiendo del punto de conexión de la proyectada subestación
Kapatur.
Topología 2.1: Conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y Atacama.
En la Figura 2 se presenta la expansión del sistema de transmisión de la zona sur-cordillera
del SING considerando que la subestación Kapatur será conectada a través del
seccionamiento de la Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro y el tendido de una nueva Línea
2x220 kV Chacaya-Kapatur. Adicionalmente, se considera la instalación de una Línea 1x220
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 17
kV Kapatur-O’Higgins, que permita evacuar la generación del conjunto Chacaya-Kapatur-
Atacama hacia la zona de O’Higgins y Domeyko, y el seccionamiento de la Línea 2x220 kV
Atacama-Domeyko en subestación O’Higgins.
Esta expansión fue considerada en el Informe “Propuesta de Expansion del Sistema de
Transmisión del SING”, versión de abril de 2014.
Figura 2. Expansión SING Zona Sur – Periodo 2014-2017, Topología 2.1.
Topología 2.2: Conexión de las subestaciones Kapatur y Angamos.
Alternativamente, en la Figura 3 se presenta la expansión del sistema de transmisión de la
zona sur-cordillera considerando que la subestación Kapatur será conectada a través del
seccionamiento de la Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto, el tendido de una nueva Línea
G G
G
GChacaya
Mejillones
O’Higgins
Coloso
Domeyko
L. Seca Óxidos
OGP1
Encuentro Crucero
Angamos
Laberinto
Andes
Atacama
Sulfuros
Nueva
Zaldívar
Zaldívar
Escondida
Kelar
2xACAR 700 MCM1 km
2xACAR 700 MCM1 km
2xACAR 700 MCMExistente (Transelec)
Obras 2014Obras 2016Obras 2017
2xACAR 700 MCM77 km
2x220 1er circuito
1xAAAC FLINT32 km
1x220
4xACAR 700 MCM
10 km
2x220
El Cobre
SVC
Kapatur
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 18
2x220 kV Kapatur-O’Higgins y el seccionamiento de la Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko
en subestación O’Higgins.
Figura 3. Expansión SING Zona Sur – Periodo 2014-2017, Topología 2.2.
Es del caso mencionar que las distancias a las cuales se consideran seccionadas cada una
de las líneas de transmisión de las Topologías 2.1 y 2.2 son supuestas a partir de
información entregada por Minera Escondida y mediante la ubicación geo-referenciada de
las líneas existentes y de aquellas instalaciones proyectadas que se encuentran disponibles
en el sitio web del Servicio de Evaluación Ambiental de Chile, SEA.
Esta expansión fue informada por MEL en carta enviada por BHP Billiton el 16 de junio de
2014, Ref: Seccionamiento línea alta tensión (LAT) Angamos-Laberinto, N° de documento:
Carta Recibida S/N 16042014 BhpBilliton.
GG
G
GChacaya
Mejillones
O’Higgins
Coloso
Domeyko
L. Seca Óxidos
OGP1
Encuentro Crucero
Angamos
Laberinto
Andes
Atacama
Sulfuros
Nueva
Zaldívar
Zaldívar
Escondida
Kelar
Obras 2014Obras 2016Obras 2017
1xAAAC FLINT32 km
1x220
El Cobre
SVC
2xACAR 1200 MCM77 km
2x220
10 km
132 kmKapatur
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 19
En la Figura 5 y en la Figura 6 se presenta la topología del SING proyectada para el año
2017 considerando las Topologías 2.1 y 2.2, respectivamente.
Figura 4. Topología 2.1 – SING, año 2017.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 20
Figura 5. Topología 2.2 – SING, año 2017.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 21
7.3 DEFINICIÓN DE LOS CASOS DE GENERACIÓN.
Se definen tres (3) casos de generación que son utilizados dependiendo el tipo de análisis
efectuado.
Caso 1: Económico sin ERNC.
Considera un despacho económico de las unidades generadoras del SING, a través de un
orden de mérito según costos variables, sin despacho de generación ERNC.
Caso 2: Parque generador completo.
Considera el despacho de todas las unidades generadoras del SING, es decir, se utiliza la
capacidad instalada del sistema en el escenario topológico analizado. Lo anterior con el
objeto de calcular una corriente de cortocircuito inicial simétrica máxima en las barras del
SING, verificando si la capacidad de ruptura de los interruptores de poder soportaría un
cortocircuito con el aporte de todo el parque generador y con todo el sistema de transmisión
enmallado.
Caso 3: Económico con ERNC.
Considera un despacho económico de las unidades generadoras del SING, a través de un
orden de mérito según costos variables, con despacho máximo de generación ERNC. Es del
caso mencionar que este caso presenta una condición de menor exigencia que el Caso 2
para el análisis de cortocircuito, ya que las centrales del tipo ERNC solares no aportan con
corriente de cortocircuito frente a una falla en el sistema, como consecuencia de los
dispositivos semiconductores de electrónica de potencia asociados a su construcción, los
que operan a altas frecuencias de conmutación, detectando fallas instantáneamente.
Este caso considera dos (2) variantes en el despacho ERNC, las que se encuentran en
función del tipo de tecnología considerada. De esta forma, y de acuerdo a los resultados del
Estudio DO: Efectos Técnico-Económicos de la Integración de Energía Eólica y Solar en el
SING, 2012, las variantes son las siguientes:
Variante 1:
o Despacho de parques fotovoltaicos y eólicos (FV+E).
o Despacho máximo de 300 MW en conjunto, considerando como máximo un
50% de generación eólica.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 22
Variante 2:
o Despacho de parques fotovoltaicos (FV).
o Despacho máximo de 450 MW.
Cuando la potencia máxima del conjunto de generación ERNC considerado en cada
condición topológica sobrepasa los despachos máximos definidos en la Variante 1 y en la
Variante 2 del Caso 3 de generación, éstos se ajustan mediante un prorrateo por capacidad
nominal.
Interconexión con el SADI.
Se desarrolla una sensibilidad sobre los casos de generación 1 y 2 definidos anterioremente,
incorporando la interconexión del SING con el SADI a través de la Línea 345 kV Andes-Salta
existente, considerando una exportación de energía desde el SING al SADI por un monto de
potencia máximo de 250 MW.
El despacho de unidades generadoras para cada caso de generación definido se presenta
en el Anexo B.
7.4 DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN.
Considerando las condiciones topológicas y los casos de generación definidos en las
secciones 7.2 y 7.3, respectivamente, se definen los siguientes escenarios de operación:
Año 2015
Para el año 2015 se definen seis (6) escenarios de operación:
Escenario 1: Topología 1 / Económico sin ERNC / Sin conexión SADI
Escenario 2: Topología 1 / Económico sin ERNC / Con conexión SADI
Escenario 3: Topología 1 / Parque generador completo / Sin conexión SADI
Escenario 4: Topología 1 / Parque generador completo / Con conexión SADI
Escenario 5: Topología 1 / Económico con ERNC / FV+E
Escenario 6: Topología 1 / Económico con ERNC / FV
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 23
En la Tabla 1 se presentan los escenarios considerados para cada uno de los análisis
desarrollados en la expansión del SING al año 2015.
Tabla 1. Escenarios de operación considerados en los análisis – Año 2015.
Año 2017
Para el año 2017 se definen doce (12) escenarios de operación:
Escenario 1: Topología 2.1 / Económico sin ERNC / Sin conexión SADI
Escenario 2: Topología 2.1 / Económico sin ERNC / Con conexión SADI
Escenario 3: Topología 2.1 / Parque generador completo / Sin conexión SADI
Escenario 4: Topología 2.1 / Parque generador completo / Con conexión SADI
Escenario 5: Topología 2.1 / Económico con ERNC / FV+E
Escenario 6: Topología 2.1 / Económico con ERNC / FV
Escenario 7: Topología 2.2 / Económico sin ERNC / Sin conexión SADI
Escenario 8: Topología 2.2 / Económico sin ERNC / Con conexión SADI
Escenario 9: Topología 2.2 / Parque generador completo / Sin conexión SADI
Escenario 10: Topología 2.2 / Parque generador completo / Con conexión SADI
Escenario 11: Topología 2.2 / Económico con ERNC / FV+E
Escenario 12: Topología 2.2 / Económico con ERNC / FV
En la Tabla 2 se presentan los escenarios considerados para cada uno de los análisis
desarrollados en la expansión del SING al año 2017.
E1 E2 E3 E4 E5 E6
Escenario no considerado en el análisis
Escenario considerado en el análisis
Cálculo del TMDF
Cálculo de severidad 9
Escenarios de OperaciónAnálisis - año 2015
Capacidad 52
Saturación TC
Cálculo del SIL
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 24
Tabla 2. Escenarios de operación considerados en los análisis – Año 2017.
7.5 DEFINICIÓN DE LOS TIPOS DE FALLA Y CONTINGENCIAS RELEVANTES.
7.5.1 Tipos de fallas de interés.
Para efectos del análisis estático se han simulado cortocircuitos trifásicos, monofásicos,
bifásicos y bifásicos a tierra en todas las barras del SING en 220 kV. En cada escenario de
operación se considera para el cálculo de capacidad de interruptores de poder y análisis de
saturación de los transformadores de corriente, el tipo de cortocircuito que represente la
mayor contribución de corriente.
Para el estudio de estabilidad se consideran fallas de severidad 4 y 9, por sus efectos
exigentes sobre el comportamiento transitorio del SING.
7.5.2 Tipos de contingencias.
Se analizan contingencias de severidad 4 al 10% y 90% de la longitud de las líneas de
interés que se listan en el ítem 7.6.3.
El análisis de contingencia de severidad 9 se desarrolla en cada una de las barras de
subestaciones pertenecientes al STT y adicionales de interés que se listan en el ítem 7.6.4.
7.6 DEFINICIÓN DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES DE
INTERÉS.
De la totalidad de líneas de transmisión y subestaciones del SING en 220 kV, se definen
aquellas de interés según el tipo de análisis que se realice, lo cual se detalla a continuación.
E1 E2 E3 E4 E5 E6 E7 E8 E9 E10 E11 E12
Escenario no considerado en el análisis
Escenario considerado en el análisis
Escenarios de Operación
Cálculo de severidad 9
Análisis - año 2017
Capacidad 52
Saturación TC
Cálculo del SIL
Cálculo del TMDF
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 25
7.6.1 Para el análisis en régimen estático considerando cálculo de cortocircuitos.
El estudio de cortocircuito se desarrolla sobre todas las barras en 220 kV del SING, y
considera la contribución de todos los paños incidentes a ellas, ya sean líneas de
transmisión, transformadores o reactores. Los resultados del cálculo de cortocircuito en cada
una de las barras consideradas se presenta en el Anexo C.
7.6.2 Para el análisis en régimen estático considerando cálculo de SIL en líneas de
transmisión en 220 kV.
Para el cálculo del SIL se seleccionan las líneas de transmisión en 220 kV del SING que se
encuentran en configuración de dos (2) circuitos paralelos, es decir:
Línea 2x220 kV Encuentro-Sierra Gorda.
Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi.
Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto.
Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero.
Línea 2x220 kV Norgener-Crucero.
Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko.
Línea 2x220 kV Chacaya-El Cobre.
Línea 2x220 kV El Cobre-Esperanza.
Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi.
Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto.
Línea 2x220 kV Andes-Nueva Zaldívar.
Línea 2x220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.
Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro (puesta en servicio de central Cochrane).
Línea 2x220 kV Kelar-Kapatur (expansión zona sur-cordillera, Topologías 2.1 y 2.2).
Línea 2x220 kV Chacaya-Kapatur (expansión zona-sur cordillera, Topología 2.1).
Línea 2x220 kV Kapatur-O’Higgins (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.2).
Línea 2x220 kV Angamos-Kapatur (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.2).
Línea 2x220 kV Kapatur-Laberinto (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.2).
Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins (expansión zona sur-cordillera, Topologías 2.1 y 2.2).
Línea 2x220 kV O’Higgins-Domeyko (expansión zona sur-cordillera, Topologías 2.1 y
2.2).
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 26
Líneas pertenecientes al STT:
Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro.
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro.
Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas.
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas.
Línea 2x220 kV Encuentro-Lagunas (en operación al 2017, según Expansión Troncal).
Línea 2x220 kV Atacama-Kapatur (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.1).
Línea 2x220 kV Kapatur-Miraje (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.1).
Línea 2x220 kV Atacama-Miraje (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.2).
Línea 2x220 kV Miraje-Encuentro (expansión zona sur-cordillera, Topologías 2.1 y 2.2).
7.6.3 Para el análisis en régimen transitorio considerando severidad 4.
Para el cálculo de los TMDF que permitan identificar las líneas que posean tiempos de
despeje de falla críticos, se han seleccionado las líneas de transmisión en 220 kV que
representen vías directas de evacuación de centrales generadoras y/o pertenezcan al STT,
éstas son:
Línea 2x220 kV Norgener-Crucero.
Línea 2x220 kV Tocopilla-Crucero.
Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko.
Línea 1x220 kV Atacama-Esmeralda.
Línea 1x220 kV Chacaya-Crucero.
Línea 2x220 kV Chacaya-El Cobre.
Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones.
Línea 1x220 kV Chacaya-Molycop.
Línea 1x220 kV Chacaya-Mantos Blancos.
Línea 1x220 kV Tarapacá-Cóndores.
Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto (Topologías 1 y 2.1).
Línea 2x220 kV Kelar-Kapatur (Topologías 2.1 y 2.2).
Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro (Topologías 2.1 y 2.2).
Línea 2x220 kV Chacaya-Kapatur (Topología 2.1).
Línea 2x220 kV Angamos-Kapatur (Topología 2.2).
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 27
Líneas pertenecientes al STT:
Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro (Topología 1).
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro.
Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas.
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas.
Línea 2x220 kV Encuentro-Lagunas (Topologías 2.1 y 2.2).
Línea 2x220 kV Atacama-Kapatur (Topología 2.1).
Línea 2x220 kV Atacama-Miraje (Topología 2.2).
7.6.4 Para el estudio en régimen transitorio considerando severidad 9.
Para el análisis del comportamiento dinámico que permita verificar el cumplimiento del Art. 3-
24 de la NT de SyCS vigente tras la aplicación de una falla de severidad 9 utilizando los
Recursos Generales de Control de Contingencias, se han seleccionado las barras de cada
una de las subestaciones que actualmente pertenecen al STT y adicionales de interés, éstas
son:
Barras pertenecientes al STT actual:
Subestación Atacama: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Encuentro: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Crucero: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Lagunas: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Tarapacá: Barra Principal 1.
Barras adicionales de interés:
Subestación Pozo Almonte: Barra Principal 1.
Subestación Domeyko: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Escondida: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Sulfuros: Barra Principal 1.
Subestación Nueva Zaldívar: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Laberinto: Barra Principal A y Barra Principal B.
Subestación El Cobre: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Zaldívar: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación O’Higgins: Barra Principal 1 (sólo para Topología 1).
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 28
Como barras de interés se han seleccionado aquellas pertenecientes a subestaciones que
de acuerdo al Informe de Avance del Estudio de Transmisión Troncal en curso1, pasarán a
ser parte del STT.
Por otra parte, el impacto de una contingencia de severidad 9 en barra de subestación
O’Higgins sólo se analiza para la Topología 1, referente al año 2015, en virtud que Minera
Escondida ha señalado que se considera una ampliación de dicha subestación como parte
de su proyecto EWS, añadiendo dos nuevas barras contenidas en una subestación GIS
(barra principal y de transferencia), las que estarán acopladas a la barra contenida en la
subestación AIS existente. De esta forma, los estudios de impacto del mencionado proyecto
deberán garantizar el cumplimiento del Art. 3-24 de la NT de SyCS vigente.
7.7 MODELACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO.
Dado que el Plan de Expansión de Obras, en el horizonte de estudio, considera la
incorporación de unidades de generación convencionales y del tipo ERNC, han sido
desarrollados modelos de planta referenciales para dichas instalaciones, con el propósito de
aproximar sus comportamientos.
Para el caso de bloques de consumo, éstos se consideran modelados a potencia constante.
A continuación, se describen los diferentes supuestos que permiten representar las nuevas
instalaciones que formarán parte del SING.
7.7.1 Supuestos considerados para la modelación de unidades de generación
convencionales.
El Plan de Expansión de Obras proyecta para el año 2016 la entrada en servicio de dos (2)
centrales convencionales con alto aporte de energía al SING:
Central Kelar:
o Teconología: GNL – Ciclo combinado.
o Potencia máxima bruta: 517 MW
1 http://www.cne.cl/tarificacion/electricidad/proceso-de-tarificacion-troncal/929=Informe98-
electricidad-terce-proceso-de-tarificacion-
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 29
Central Cochrane:
o Teconología: Carbón.
o Potencia máxima bruta: 560 MW.
Por tal motivo, es relevante representar sus modelos de planta en formato DigSilent. Se ha
considerado representar sus modelos de planta utilizando como referencia el de unidades
existentes de igual tecnología: gas y carbón, que hayan entrado en servicio durante los
últimos años.
De esta forma, las unidades generadoras de Central Kelar se representan a través de los
modelos de planta de las unidades de Central GasAtacama, y las unidades de Central
Cochrane se representan a través del modelo de planta de la unidad ANG1 de Central
Angamos.
7.7.2 Supuestos considerados para la modelación de unidades de generación ERNC.
Para el caso de las unidades del tipo ERNC eólicas y fotovoltaicas que se incorporan al
SING durante el periodo 2015 y 2017, se considera utilizar:
Unidades Eólicas: Modelo general del generador de inducción doblemente alimentado
(DFIG).
Unidades fotovoltaicas: Modelo general del generador estático fotovoltaico.
Ambos modelos permiten realizar estudios de estabilidad transitoria sobre la red eléctrica
para los análisis requeridos en el presente estudio.
7.7.3 Consideraciones para la modelación del SADI.
Para modelar la red equivalente del SADI, se utilizaron los datos de potencia de cortocircuito
simétrica inicial máxima trifásica y monofásica en la barra Salta 345 kV, considerando la
Línea 345 kV Andes-Salta fuera de servicio, entregados por la Compañía Administradora del
Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).
Con ello, se consideran los niveles de cortocircuitos para el cálculo de capacidad de
interruptores de poder, análisis de saturación de los TT/CC y cálculo del SIL, para aquellos
escenarios que consideran la operación interconectada del SING con el SADI.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 30
7.7.4 Supuestos considerados para la modelación de consumos.
Los nuevos proyectos de consumo que figuran en el Plan de Expansión de Obras han sido
modelados a potencia constante y considerando un factor de potencia (FP) reflejado en
220 kV igual a 0,98 inductivo. El valor mencionado representa la condición más desfavorable
para consumos que se conectan a instalaciones con tensión igual o superior a 200 kV, de
acuerdo a lo indicado en los Artículos 5-22 y 5-23 de la NT de SyCS vigente.
7.7.5 Supuestos considerados para la modelación de nuevos elementos del s istema
de transmisión.
Se considera modelar las instalaciones de transmisión utilizando parámetros de información
técnica disponibles en los registros internos del CDEC-SING. Para la homologación de
instalaciones se considera como referencia, el nivel de tensión y la potencia demandada por
los nuevos proyectos.
Sin perjuicio de lo anterior, los proyectos de transmisión que han sido informados al CDEC-
SING durante el primer semestre del año 2014, son modelados considerando la información
técnica entregada por las empresas coordinadas conforme a lo establecido en el
Procedimiento DP Información Técnica de Instalaciones y Equipamientos.
De acuerdo a lo indicado por Minera Escondida en el marco del proyecto OGP1, al año 2015
se encontrará en servicio un SVC con un rango de operación controlable que varía entre
80 MVAr inductivos y 120 MVAr capacitivos, cuyo punto de conexión se prevé que será en
subestación Domeyko. Para representar este dispositivo, se utiliza un modelo general SVC
de compensación de reactivos basado en un control mediante electrónica de potencia, para
los análisis de régimen estático y dinámico.
Para la modelación del año 2017, deben considerarse las líneas de transmisión que se
presentan en la Tabla 3, con sus respectivas características y parámetros eléctricos
estimados.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 31
Tabla 3. Características y parámetros eléctricos estimados de las nuevas líneas de transmisión del SING – Año 2017.
7.8 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO.
El estudio de cortocircuito es realizado conforme al estándar IEC 60909, incluyendo la
asimetría producto de la componente continua DC de la corriente de cortocircuito, y permite
obtener los valores de corriente de cortocircuito simétrico inicial, –según nomenclatura
IEC- al que se encuentran sometidos los interruptores de poder y los transformadores de
corriente, para cada uno de los escenarios de operación definidos en la sección 7.4.
Cabe señalar que, para determinar el nivel de corriente de cortocircuito simétrico inicial que
circula por los equipos analizados, se han definido dos (2) criterios de análisis:
Criterio favorable: El interruptor de poder y el transformador de corriente se ven
sometidos al nivel de cortocircuito calculado como la diferencia entre la corriente de falla
en barra menos la contribución que circula por el paño que los contiene.
Criterio normal: Considera que el interruptor de poder y el transformador de corriente
forman parte de una topología radial y, por lo tanto, la mayor corriente de cortocircuito a
la que se encuentra sometido, corresponde al máximo nivel de corriente de cortocircuito
para una falla en barra.
A continuación, se presentan las expresiones desarrolladas para ambos criterios de análisis.
R1[Ω/km] X1[Ω/km] B1[uS/km] R0[Ω/km] X0[Ω/km] B0[uS/km]
Cochrane-Encuentro 150 2 1,838 0,0250 0,2870 4,1100 0,2936 1,2787 2,1096
Kelar-Kapatur 15 2 1,838 0,0250 0,2870 4,1100 0,2936 1,2787 2,1096
Chacaya-Kapatur 10 2 2,062 0,0242 0,2739 4,1795 0,2200 1,0900 2,8174
Atacama-Miraje (**) 133 2 0,860 0,0478 0,3018 3,8115 0,3089 1,0507 2,5189
Atacama-Kapatur (*) 11 2 0,860 0,0478 0,3018 3,8115 0,3089 1,0507 2,5189
Kapatur-Miraje (*) 124 2 0,860 0,0478 0,3018 3,8115 0,3089 1,0507 2,5189
Miraje-Encuentro 20 2 0,860 0,0478 0,3018 3,8115 0,3089 1,0507 2,5189
Kapatur-O'Higgins (*) 76 1 0,860 0,0478 0,3018 3,8115 0,3089 1,0507 2,5189
Kapatur-O'Higgins (**) 76 2 1,838 0,0250 0,2870 4,1100 0,2936 1,2787 2,1096
Angamos-Kapatur (**) 11 2 1,838 0,0250 0,2870 4,1100 0,2936 1,2787 2,1096
Kapatur-Laberinto (**) 132 2 1,838 0,0250 0,2870 4,1100 0,2936 1,2787 2,1096
Atacama-O'Higgins 75 2 0,645 0,0990 0,4108 2,8225 0,3720 1,2431 1,7731
O'Higgins-Domeyko L2 y L3 130 2 0,645 0,0990 0,4108 2,8225 0,3720 1,2431 1,7731
Encuentro-Lagunas 175 2 0,761 0,0994 0,4115 2,7700 0,2894 1,3066 1,6508
(*) Obra considerada para la Topología 2.1
(**) Obra considerada para la Topología 2.2
Parámetros por circuitoN° de
circ.
Longitud
[km]Línea de Transmisión
Inom
[kA]
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 32
Criterio favorable para dimensionar el nivel corriente de cortocircuito simétrica inicial que
circula de por el transformador de corriente e interruptor de poder:
Donde:
: Corriente de cortocircuito simétrica inicial (
) que circula por el interruptor
de poder y transformador de corriente.
: Corriente de cortocircuito simétrica inicial ( ) para fallas en la barra.
: Aporte de corriente de cortocircuito simétrica inicial (
) del paño al que se
encuentra conectado el interruptor de poder y transformador de corriente.
Criterio normal para dimensionar el nivel corriente de cortocircuito simétrica inicial que
circula de por el transformador de corriente e interruptor de poder:
Donde:
: Corriente de cortocircuito simétrica inicial (
) que circula por el interruptor
de poder y transformador de corriente.
: Corriente de cortocircuito simétrica inicial ( ) para fallas en la barra.
Icc Barra – Icc Paño
Subestación Sistema
Criterio Favorable
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 33
Para cada escenario de operación, se calculan cortocircuitos trifásicos, monofásicos,
bifásicos y bifásicos a tierra, determinando el tipo de falla que produce corrientes de
cortocircuito más elevadas ( ), las que son utilizadas para el cálculo de capacidad de
interruptores de poder y análisis del límite de saturación para transformadores de corriente:
Los resultados del estudio de cortocircuito que determina el nivel de corriente que circula por
los transformadores de corriente e interruptores de poder, aplicando los criterios definidos,
se encuentran tabulados en el Anexo C. A partir de estos registros, se realiza un análisis
gráfico de capacidades para cada escenario de estudio según criterio aplicado, y se
proponen acciones orientadas a subsanar cualquier condición subestándar detectada.
7.9 ESTUDIO TRANSITORIO.
El estudio de régimen transitorio analiza el comportamiento dinámico del SING. En este
estudio el foco se centra en dos tipos de análisis sobre la respuesta transitoria del sistema:
determinación del TMDF para líneas que evacúan potencia desde las subestaciones
generadoras al resto del sistema y/o aquellas pertenecientes al STT.
Los resultados del estudio de estabilidad transitorio, considerando todas las contingencias
realizadas para los años 2015 y 2017, están contenidos en el Anexo F del presente informe.
7.9.1 Cálculo del TMDF.
El cálculo del TMDF se desarrolla considerando contingencias de severidad 4 en líneas de
transmisión en 220 kV del STT que evacúen potencia desde las centrales generadoras del
SING y/o formen parte del STT, al 10% y 90% de la longitud de ésta. Bajo esta definición, se
consideran las siguientes dos (2) situaciones de análisis:
Icc Barra
Subestación Sistema
Criterio Normal
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 34
Situación N°1: Falla de severidad 4 en líneas sin apertura de interruptores.
Se calcula el TMDF en cada línea definida toda vez que la contingencia no es despejada.
Situación N°2: Falla de severidad 4 en líneas con apertura secuencial de interruptores
asociados a la falla.
Se calcula el TMDF en cada línea definida, toda vez que la contingencia es despejada desde
el extremo cercano a la falla, es decir, tras la apertura del interruptor ubicado al 10% de la
ubicación de la contingencia según los tiempos definidos en el Art. 5-45 de la NT de SyCS.
7.9.2 Contingencia de severidad 9.
Las contigencias de severidad 9 se realizan en barras de las subestaciones pertenecientes
al STT y adicionales de interés. Se analiza el comportamiento dinámico del sistema frente a
la contingencia, y su posterior despeje, verificando el cumplimiento del Art. 3-24 de la NT de
SyCS vigente, utilizando solamente los Recursos Generales de Control de Contingencias
disponibles en el sistema.
Las exigencias normativas que se corroboran en cada una de las simulaciones para las
contingencias de severidad 9, son las siguientes:
a. Verificar el nivel de tensión en barras del sistema de transmisión, para Estados Normal,
Alerta y Emergencia según lo indicado en los artículos 5-24, 5-28 y 5-52 de la NT
respectivamente.
b. Verificar los límites de capacidad permanente en instalaciones del sistema de
transmisión, no sobrepasando el 100% del límite de capacidad frente a contingencias.
c. Verificar la estabilidad angular transitoria de unidades generadoras, considerando el
sincronismo y desplazamiento angular de unidades generadoras después de una
contingencia de acuerdo a los artículos 5-36, 5-37 y 5-48 de la NT.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 35
8 ESTUDIO DE INTEGRIDAD EN RÉGIMEN ESTÁTICO DE LOS EQUIPOS EN
INSTALACIONES DEL SING EN 220 KV
8.1 GENERALIDADES SOBRE LA RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES
TÉCNICOS.
En esta sección se presenta la metodología utilizada para recopilar información técnica de
las instalaciones a analizar (interruptores de poder y transformadores de corriente
conectados en 220 kV), y los criterios utilizados para determinar parámetros técnicos
necesarios para el cálculo de saturación de los transformadores de corriente.
La información técnica recopilada corresponde a aquella disponible en junio de 2014.
8.1.1 Capacidades nominales de interruptores de poder y transformadores de
corriente.
Las capacidades nominales de los interruptores de poder y transformadores de corriente
existentes, se obtienen del proceso de levantamiento de información técnica de interruptores
de poder y transformadores de corriente pertenecientes al Sistema de Transmisión del SING
en 220 kV.
Las fuentes de información utilizadas para tal efecto, en orden de relevancia, son las
siguientes:
Información técnica de las instalaciones en 220 kV existentes en el SING, obtenida desde
el sitio web del CDEC-SING a junio de 2014, en la ruta Datos del SING / Instalaciones del
SING.
Información técnica de nuevas instalaciones que se interconectan o modifican
instalaciones existentes en el SING. Estos antecedentes son entregados por las
empresas coordinadas de acuerdo a lo indicado en el Procedimiento DP Información
Técnica de Instalaciones y Equipamientos.
Print-Out de relés de protección y diagramas unilineales de subestaciones en 220 kV,
entregados por las empresas coordinadas al CDEC-SING como parte de las campañas
del EVCP 2012-2013.
Antecedentes de placa de interruptores de poder y transformadores de corriente,
proporcionados por la Dirección de Operación (DO) del CDEC-SING.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 36
8.1.2 Estimación de Antecedentes Técnicos.
Interruptores de Poder y Transformadores de Corriente
En relación a los antecedentes de los interruptores de poder y transformadores de corriente
de los registros de información técnica del CDEC-SING que no puedan ser validados, éstos
se informan en primera instancia como S/I (Sin Información). Posteriormente, estos datos
serán solicitados a los propietarios de dichas instalaciones.
Por otra parte, si se detectan distintos valores nominales para un mismo equipo dentro de
las fuentes de información mencionadas en la sección 8.1.1, se utiliza aquel que represente
el valor más desfavorable.
Para las instalaciones que se proyecta entren en servicio dentro del periodo 2015 – 2017, se
estima que por diseño, las capacidades de interruptores de poder y transformadores de
corriente han sido dimensionadas adecuadamente, y en función de lo que ofrecen las
diferentes empresas fabricantes de equipos, presentes actualmente en el mercado eléctrico.
Longitud de cables para determinar el burden del cable conectado al T/C.
Para determinar las longitudes de los cables con los que se realiza el cálculo del límite de
saturación de los TT/CC, se considera como referencia la disposición geo-referenciada de
líneas y subestaciones del SING, en formato KMZ. La metodología consiste en obtener un
valor característico a nivel de subestación, a partir del promedio entre la distancia de la sala
de equipos con el paño de línea más alejado y con el más cercano. Adicionalmente, se
aplica un margen de seguridad de 10% para cada medida de longitud estimada.
Calibre de los cables para determinar el burden del cable conectado al T/C.
La sección del cable que se conecta al secundario del T/C se estima en función de la
corriente nominal secundaria, tomando como referencia las prácticas mayoritariamente
utilizadas en los diversos proyectos, esto es:
Para TT/CC con secundario de 5A, se considera un conductor de calibre 8 AWG
(8,37 mm2).
Para TT/CC con secundario de 1A, se considera un conductor de calibre 12 AWG
(3,31 mm2).
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 37
Burden de la protección conectado al T/C.
El burden de la protección conectado a un T/C se ha determinado en función de la corriente
nominal secundaria, de acuerdo a valores promedio estándares utilizados por equipos
digitales en la actualidad, cuyos valores son los siguientes:
Para TT/CC con secundario de 5A, se considera un burden de la protección igual a
0,3 VA.
Para TT/CC con secundario de 1A, se considera un burden de la protección igual a
0,05 VA.
Burden interno de un T/C
El burden interno de un T/C se ha considerado en un 20% del burden nominal.
Obtención del Burden Real
El Burden Real de un T/C se obtiene como la suma de: burden del cable, burden de la
protección y burden interno. Este valor se compara con el Burden Total Máximo, calculado
en función del burden nominal y la máxima corriente de cortocircuito simétrico inicial en cada
escenario de operación analizado.
Los datos de información técnica recabados, junto a aquellos calculados y/o estimados, se
presentan en el Anexo A de este informe.
8.1.3 Parámetros eléctr icos de líneas de transmisión en 220 kV.
Los parámetros de impedancia y longitud de las líneas de transmisión seleccionadas para
someterlas al cálculo del SIL, de acuerdo a lo indicado en la sección 7.6.2, son obtenidos
desde el sitio web del CDEC-SING, en las siguientes rutas:
Parámetros de impedancia: Instalaciones del SING / Líneas de Transmisión / Parámetros
de secuencia (+) y (0).
Longitud: Instalaciones del SING / Líneas de Transmisión / Datos Generales.
8.1.4 Presentación de resultados.
Los registros obtenidos, o en su defecto estimados, son contrastados con valores calculados
utilizando criterios fundamentados en márgenes de seguridad que respondan a los
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 38
requerimientos de expansión del sistema de transmisión del SING, los que definen rangos
de referencia para establecer si el equipo se encuentra en estado normal, alerta o crítico.
Los resultados del análisis en régimen estático se presentan mediante tablas que contienen
los siguientes campos de interés:
Capacidad de interruptores de poder
S/E Nombre de la subestación.
Nombre del Paño Paño de línea, transformador o reactor, según corresponda.
Nomenclatura Interruptor 52 (según ANSI/IEEE) más una referencia adicional (según diseño).
Capacidad 52 Definido según el dato de placa del equipo, expresado en kA.
Estado 52 Definido según criterios presentados en la sección 8.2. Se utiliza la nomenclatura de colores y descripciones citadas en la Tabla 4.
Capacidad Disponible Holgura disponible, calculada en función de la capacidad nominal del equipo y de la corriente inicial simétrica máxima, expresada en %.
Límite de saturación en transformadores de corriente
S/E Nombre de la Subestación.
Nombre del Paño Paño de línea, transformador o reactor, según corresponda.
Razón de Transformación T/C
Definido según diseño.
Clase de Precisión Definido según diseño.
Estado T/C Definido según criterios presentados en la sección 8.2. Se utiliza la nomenclatura de colores y descripciones citadas en la Tabla 4.
Capacidad Disponible Holgura disponible, calculada en función de la capacidad nominal del equipo y de la corriente inicial simétrica máxima, expresada en %.
Para facilitar la interpretación de los resultados, se utiliza una nomenclatura de colores que
represente el estado en el que se encuentra el equipo y la posible acción que debiese ser
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 39
tomada para minimizar sus efectos sobre la red frente a una eventual falla. Estas
definiciones se indican en la Tabla 4.
Tabla 4. Nomenclatura utilizada para el análisis de capacidades de interruptores de
poder y análisis del límite de saturación de transformadores de corriente.
Nomenclatura Estado Acciones
Normal El equipo cuenta con holgura suficiente.
Alerta El equipo cuenta con holgura limitada.
Crítico El equipo no cuenta con holgura suficiente.
8.2 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INTERRUPTORES DE PODER
8.2.1 Criterio propuesto para el Análisis
El criterio para evaluar la capacidad de los interruptores de poder que se encuentran
actualmente en operación para cada instalación en 220 kV, se define en función de la
capacidad de ruptura nominal bajo el que fue diseñado, conforme a lo que indica el
fabricante. Lo anterior se presenta en la Tabla 5.
Para aquellos casos en que no fue posible determinar la capacidad de ruptura nominal
definida por el fabricante, el paño es identificado con la sigla S/I.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 40
Tabla 5. Criterio para evaluar la capacidad del interruptor de poder a partir de dato de
placa.
Criterio Descripción Nomenclatura
Se entiende que el interruptor de poder
se encuentra en estado normal siempre
que la corriente , que circula por
él, sea igual o inferior a un 60% de la
corriente de ruptura indicada por el
fabricante.
Se entiende que el interruptor de poder
se encuentra en estado alerta cuando la
corriente , que circula por él, se
encuentre en un rango del 60% al 90%
de la corriente de ruptura indicada por el
fabricante.
Se entiende que el interruptor de poder
se encuentra en estado crítico cuando la
corriente , que circula por él, es
igual o superior a un 90% la corriente de
ruptura indicada por el fabricante.
Donde:
: Corriente de cortocircuito simétrica inicial (
) máxima que circula por el
interruptor de poder en cada escenario de operación.
: Corriente de ruptura indicada por el fabricante del interruptor de poder.
8.2.2 Análisis de capacidad de interruptores de poder.
A través del cálculo de cortocircuitos en cada una de las subestaciones de 220 kV para los
distintos escenarios de operación definidos en la sección 7.4, se determina el estado de los
interruptores de poder existentes en el SING.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 41
Es importante mencionar que de acuerdo con el Plan de Expansión del STT en curso, los
paños de la Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro serán cambiados para soportar 1000 MVA,
por ende, eventuales restricciones en dichas instalaciones debiesen normalizarse una vez
que las obras entren en servicio.
Los resultados por año analizado se presentan a continuación.
Año 2015 – Topología 1
Se analiza un total de 260 paños conectados a 61 subestaciones en 220 kV. Se presentan
los resultados generales de mayor relevancia, indicando aquellos escenarios de mayor y
menor exigencia para cada uno de los dos (2) criterios definidos para el cálculo de
cortocircuito en la sección 7.8: criterio favorable y criterio normal.
Criterio favorable:
Escenario de mayor exigencia
04: Parque generador completo con
interconexión SADI.
Escenario de menor exigencia
06: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
199
80%
13
5%
52%
3113%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2015 - Escenario 04
Normal Alerta Crítico S/I
20384%
52%
3
1%31
13%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2015 - Escenario 06
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 42
Criterio normal:
Escenario de mayor exigencia
04: Parque generador completo con
interconexión SADI.
Escenario de menor exigencia
06: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores en
un 13% de los paños en 220 kV (31 paños), los que han sido designados como S/I. Por otra
parte, al año 2015 existen entre tres (3) y cinco (5) interruptores que se encuentran en
estado crítico, aplicando cortocircuitos con criterio favorable y normal, encontrándose la
mayoría en subestación Crucero.
El detalle de todos los interruptores que presentan una condición alerta o crítica, para cada
uno de los escenarios analizados se presenta en el Anexo E.
195
79%
177%
52%
3112%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2015 - Escenario 04
Normal Alerta Crítico S/I
195
81%
11
4%
52%
3113%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2015 - Escenario 06
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 43
Resultados en instalaciones del STT
A continuación se presentan en detalle los resultados del cálculo de capacidad de
interruptores de poder en cada uno de los paños conectados a las subestaciones que
poseen paños troncales, indicando si se encuentran en estado normal, alerta o crítico, y su
capacidad porcentual disponible, en función del escenario operacional y el criterio utilizado
en el cálculo de cortocircuitos: favorable o normal.
Subestación Atacama
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Atacama se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente frente a los niveles de cortocircuito esperados para el año 2015.
No obstante lo anterior, no se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura
de dos (2) paños conectados a subestación Atacama en 220 kV:
Capacidad de Interruptores de Poder
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV 1 77% 1 61% 1 61% 1 61% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV 1 77% 1 61% 1 61% 1 61% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº1 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV 1 77% 1 61% 1 61% 1 61% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 76% 1 61% 1 61% 1 61% 1 90% 1 91%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - 1 61% 1 61% 1 61% - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - 1 61% 1 61% 1 61% - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 76% 1 61% 1 61% 1 61% 1 90% 1 91%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - 1 61% 1 61% 1 61% - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº2 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 72% 1 57% 1 57% 1 56% 1 86% 1 86%
E1 E2 E3 E4 E5 E6
Criterio Favorable
Capacidad de Interruptores de Poder
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV 1 72% 1 56% 1 56% 1 56% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV 1 72% 1 56% 1 56% 1 56% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº1 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV 1 72% 1 56% 1 56% 1 56% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 72% 1 56% 1 56% 1 56% 1 86% 1 86%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - 1 56% 1 56% 1 56% - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - 1 56% 1 56% 1 56% - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 72% 1 56% 1 56% 1 56% 1 86% 1 86%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - 1 56% 1 56% 1 56% - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº2 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 72% 1 56% 1 56% 1 56% 1 86% 1 86%
E4 E5 E6
Criterio Normal
E1 E2 E3
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 44
a) J3 Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko Circuito N°1.
b) J10 Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko Circuito N°2.
Subestación Encuentro
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Encuentro se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente frente a los niveles de cortocircuito esperados para el año 2015.
Capacidad de Interruptores de Poder
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 76% 1 73% 1 71% 1 71% 1 78% 1 79%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 72% 1 69% 1 67% 1 66% 1 74% 1 75%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 1 62% 1 59% 1 56% 1 55% 1 64% 1 65%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 62% 1 60% 1 57% 1 57% 1 63% 1 64%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 62% 1 60% 1 57% 1 57% 1 63% 1 64%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 1 60% 1 56% 1 54% 1 53% 1 62% 1 64%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 1 60% 1 56% 1 54% 1 53% 1 62% 1 64%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Criterio Favorable
E2 E3 E4 E5 E6E1
Capacidad de Interruptores de Poder
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%
Criterio Normal
E1 E2 E3 E4 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 45
Subestación Crucero
Es posible notar la existencia de cuatro (4) paños con interruptores de poder en estado
crítico al año 2015 en subestación Crucero, es decir, estarán expuestos a niveles de
cortocircuito que pueden sobrepasar su capacidad de ruptura. Estos paños son:
a) J5 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°1 (Tap Off Nueva Victoria).
b) J6 Línea 1x220 kV Chacaya-Crucero.
Capacidad de Interruptores de Poder
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -1% 3 -9% 3 -15% 3 -17% 3 5% 3 8%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 6% 3 -2% 3 -10% 3 -11% 3 10% 2 13%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 9% 3 0% 3 -6% 3 -8% 2 13% 2 17%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 0% 3 -8% 3 -13% 3 -15% 3 8% 3 10%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 1 54% 1 49% 1 46% 1 45% 1 56% 1 58%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 1 50% 1 45% 1 43% 1 42% 1 53% 1 54%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 1 47% 1 43% 2 40% 2 39% 1 50% 1 52%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 1 47% 1 43% 2 40% 2 39% 1 50% 1 52%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 2 39% 2 34% 2 29% 2 28% 1 41% 1 44%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 2 38% 2 34% 2 29% 2 28% 1 41% 1 44%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 1 50% 1 46% 1 43% 1 42% 1 54% 1 55%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 1 50% 1 46% 1 43% 1 42% 1 53% 1 55%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 1 60% 1 56% 1 54% 1 53% 1 62% 1 63%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 65% 1 63% 1 61% 1 60% 1 66% 1 67%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 63% 1 61% 1 59% 1 58% 1 65% 1 66%
E1
Criterio Favorable
E2 E3 E4 E5 E6
Capacidad de Interruptores de Poder
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -4% 3 -12% 3 -19% 3 -21% 3 2% 3 6%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 -4% 3 -12% 3 -19% 3 -21% 3 2% 3 6%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 -4% 3 -12% 3 -19% 3 -21% 3 2% 3 6%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 -4% 3 -12% 3 -19% 3 -21% 3 2% 3 6%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 1 47% 1 43% 2 40% 2 39% 1 50% 1 52%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 1 47% 1 43% 2 40% 2 39% 1 50% 1 52%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 1 47% 1 43% 2 40% 2 39% 1 50% 1 52%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 1 47% 1 43% 2 40% 2 39% 1 50% 1 52%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 2 34% 2 28% 2 24% 2 23% 2 37% 2 40%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 2 34% 2 28% 2 24% 2 23% 2 37% 2 40%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 1 47% 1 43% 2 40% 2 39% 1 50% 1 52%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 1 47% 1 43% 2 40% 2 39% 1 50% 1 52%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 1 59% 1 55% 1 53% 1 52% 1 61% 1 62%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 59% 1 55% 1 53% 1 52% 1 61% 1 62%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 59% 1 55% 1 53% 1 52% 1 61% 1 62%
Criterio Normal
E1 E2 E3 E4 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 46
c) J6A Línea 2x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°6A.
d) J6B Línea 2x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°7A.
Todos los interruptores de poder asociados a los paños recién mencionados poseen una
capacidad de ruptura de 16 kA, por lo que se requiere que sean reemplazados por
interruptores monopolares de mayor capacidad de a lo menos 40 kA.
Por otra parte, se advierte la presencia de entre dos (2) a ocho (8) paños en estado de
alerta, sin embargo, en vista de su capacidad disponible, superior al 25%, aún no se justifica
su reemplazo al año 2015.
Subestación Lagunas
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Lagunas se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente frente a los niveles de cortocircuito esperados para el año 2015.
Capacidad de Interruptores de Poder
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 88% 1 88% 1 86% 1 86% 1 88% 1 88%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 88% 1 88% 1 86% 1 86% 1 88% 1 88%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 1 87% 1 87% 1 85% 1 85% 1 87% 1 87%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 1 87% 1 87% 1 85% 1 85% 1 87% 1 87%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 87% 1 86% 1 85% 1 85% 1 87% 1 87%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 87% 1 86% 1 85% 1 85% 1 87% 1 87%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 85% 1 85% 1 84% 1 84% 1 85% 1 85%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1 85% 1 84% 1 83% 1 83% 1 85% 1 85%
Criterio Favorable
E2 E3 E4 E5 E6E1
Capacidad de Interruptores de Poder
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 85% 1 84% 1 83% 1 83% 1 85% 1 85%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 85% 1 84% 1 83% 1 83% 1 85% 1 85%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 1 85% 1 84% 1 83% 1 83% 1 85% 1 85%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 1 85% 1 84% 1 83% 1 83% 1 85% 1 85%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 85% 1 84% 1 83% 1 83% 1 85% 1 85%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 85% 1 84% 1 83% 1 83% 1 85% 1 85%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 85% 1 84% 1 83% 1 83% 1 85% 1 85%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1 85% 1 84% 1 83% 1 83% 1 85% 1 85%
Criterio Normal
E1 E2 E3 E4 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 47
Subestación Tarapacá
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Tarapacá se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente para operar con los niveles de cortocircuito esperados para el año 2015.
Interruptores del SING en estado crítico al año 2015
A continuación se presenta un listado con aquellos interruptores de poder del SING,
conectados en 220 kV, que ven sobrepasada su capacidad de ruptura para el escenario más
crítico de la topología analizada, esto es, Escenario 04 de la Topología 1 – Año 2015, con
cálculo de cortocircuitos a través del criterio normal.
Capacidad de Interruptores de Poder
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 1 86% 1 86% 1 85% 1 85% 1 86% 1 86%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 91% 1 91% 1 90% 1 90% 1 91% 1 92%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 89% 1 89% 1 88% 1 88% 1 89% 1 89%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 89% 1 89% 1 88% 1 88% 1 89% 1 89%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 1 82% 1 82% 1 81% 1 81% 1 82% 1 83%
Criterio Favorable
E2 E3 E4 E5 E6E1
Capacidad de Interruptores de Poder
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 1 85% 1 85% 1 84% 1 84% 1 85% 1 86%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 85% 1 85% 1 84% 1 84% 1 85% 1 86%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 85% 1 85% 1 84% 1 84% 1 85% 1 86%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 85% 1 85% 1 84% 1 84% 1 85% 1 86%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 1 82% 1 81% 1 80% 1 80% 1 82% 1 82%
Criterio Normal
E1 E2 E3 E4 E5 E6
Nombre del PañoI"kss por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
I"kss por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 18,753 3,0 -17,2% 19,335 3,0 -20,8%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 17,793 3,0 -11,2% 19,335 3,0 -20,8%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 17,201 3,0 -7,5% 19,335 3,0 -20,8%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 18,456 3,0 -15,4% 19,335 3,0 -20,8%
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 18,721 3,0 -17,0% 19,384 3,0 -21,2%
Criterio Favorable Criterio Normal
Estudio de Capacidad para Interruptores - 2015
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 48
Año 2017 – Topología 2.1
Se analiza un total de 304 paños conectados a 66 subestaciones en 220 kV. Se presentan
los resultados generales de mayor relevancia, indicando aquellos escenarios de mayor y
menor exigencia para cada uno de los dos (2) criterios definidos para el cálculo de
cortocircuito en la sección 7.8: criterio favorable y criterio normal.
Criterio favorable:
Escenario de mayor exigencia
03: Parque generador completo sin
interconexión SADI.
Escenario de menor exigencia
06: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
19475%
177%
16
6% 3112%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2017 - Escenario 03
Normal Alerta Crítico S/I
198
79%
17
7%
52%
3112%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2017 - Escenario 06
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 49
Criterio normal:
Escenarios de mayor exigencia
04: Parque generador completo con
interconexión SADI.
Escenarios de menor exigencia
06: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores en
un 12% de los paños en 220 kV (31 paños), los que han sido designados como S/I. Por otra
parte, al año 2017 – Topología 2.1, entre cinco (5) y veinte (20) interruptores se encuentran
en estado crítico dependiendo del escenario de operación, siendo el escenario con parque
generador completo e interconexión SING-SADI el más exigente.
19074%
176%
208% 31
12%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2017 - Escenario 04
Normal Alerta Crítico S/I
198
79%
17
7%
5
2%31
12%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2017 - Escenario 06
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 50
Resultados en instalaciones del STT
A continuación se presentan en detalle los resultados del cálculo de capacidad de
interruptores de poder en cada uno de los paños conectados a las subestaciones troncales,
indicando si se encuentran en estado normal, alerta o crítico, y su capacidad porcentual
disponible, en función del escenario operacional y el criterio utilizado en el cálculo de
cortocircuitos: favorable o normal.
Es del caso indicar que los nuevos paños han sido designados con la sigla N/P (Nuevo
Proyecto), bajo el entendido que éstos serán dimensionados adecuadamente por el propio
proyecto.
Subestación Atacama
Se observa la presencia de una gran cantidad de interruptores en estado de alerta para los
escenarios de operación 2, 3 y 4, siendo el escenario 2 (despacho económico sin ERNC e
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV - - 1 40% 2 27% 2 26% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV - - 1 40% 2 27% 2 26% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV - - 1 40% 2 27% 2 26% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - kapatur. Circuito N°1 1 73% 1 58% 1 43% 1 42% 1 76% 1 79%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - 2 27% 2 26% - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - 2 27% 2 26% - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - kapatur. Circuito N°2 1 73% 1 58% 1 43% 1 42% 1 76% 1 79%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - 2 27% 2 26% - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 50% 2 36% 2 23% 2 21% 1 56% 1 63%
E5 E6
Criterio Favorable
E1 E2 E3 E4
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV - - 2 36% 2 22% 2 20% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV - - 2 36% 2 22% 2 20% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV - - 2 36% 2 22% 2 20% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - kapatur. Circuito N°1 1 50% 2 36% 2 22% 2 20% 1 56% 1 63%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - 2 22% 2 20% - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - 2 22% 2 20% - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - kapatur. Circuito N°2 1 50% 2 36% 2 22% 2 20% 1 56% 1 63%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - 2 22% 2 20% - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 50% 2 36% 2 22% 2 20% 1 56% 1 63%
Criterio Normal
E1 E2 E3 E4 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 51
interconexión SING-SADI) una situación de alta probabilidad de ocurrencia. De todas
formas, y dado que dichos interruptores cuentan con una capacidad disponible superior al
20% aplicando cortocircuitos con criterio normal, no es necesario realizar su reemplazo al
año 2017, considerando la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya
y Atacama).
No se cuenta con la información que permita validar la capacidad de ruptura de dos (2)
paños conectados a subestación Atacama en 220 kV:
a) J3 Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins Circuito N°1 (actual Línea 2x220 kV
Atacama-Domeyko Circuito N°1).
b) J10 Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins Circuito N°2 (actual Línea 2x220 kV
Atacama-Domeyko Circuito N°1).
Subestación Encuentro
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 64% 1 63% 1 58% 1 59% 1 61% 1 63%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 61% 1 59% 1 53% 1 55% 1 57% 1 59%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 1 51% 1 49% 1 43% 1 44% 1 47% 1 50%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 1 53% 1 51% 1 45% 1 46% 1 49% 1 52%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº1 1 53% 1 51% 1 45% 1 46% 1 49% 1 52%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 1 49% 1 47% 1 41% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 1 49% 1 47% 1 41% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
E1 E2 E3 E4 E5 E6
Criterio Favorable
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 52
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Encuentro se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente para operar con los niveles de cortocircuito esperados al año 2017,
considerando la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y
Atacama).
Subestación Crucero
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº1 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 1 48% 1 46% 1 40% 1 41% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
E1 E2 E3 E4 E5 E6
Criterio Normal
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -27% 3 -33% 3 -47% 3 -46% 3 -36% 3 -29%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 -21% 3 -26% 3 -42% 3 -39% 3 -31% 3 -25%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 -17% 3 -23% 3 -38% 3 -35% 3 -27% 3 -20%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 -26% 3 -32% 3 -43% 3 -42% 3 -31% 3 -26%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 1 41% 2 38% 2 30% 2 31% 2 36% 2 39%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 2 36% 2 33% 2 27% 2 28% 2 33% 2 36%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 2 34% 2 31% 2 24% 2 24% 2 30% 2 34%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 2 34% 2 31% 2 24% 2 24% 2 30% 2 34%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 2 22% 2 19% 3 9% 2 11% 2 16% 2 20%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 2 22% 2 19% 3 9% 2 10% 2 16% 2 20%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 2 37% 2 34% 2 27% 2 27% 2 33% 2 37%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 2 37% 2 34% 2 27% 2 27% 2 33% 2 37%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 1 49% 1 47% 1 41% 1 42% 1 46% 1 48%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 61% 1 60% 1 56% 1 55% 1 59% 1 62%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 58% 1 56% 1 52% 1 52% 1 56% 1 58%
Criterio Favorable
E1 E2 E3 E4 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 53
Es posible notar la existencia de al menos cuatro (4) paños con interruptores de poder en
estado crítico al año 2017, es decir, estarán expuestos a niveles de cortocircuito que
sobrepasarán su capacidad de ruptura. Estos paños son los mismos que presentaban
estado crítico en los resultados del año 2015:
a) J5 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°1 (Tap Off Nueva Victoria).
b) J6 Línea 1x220 kV Chacaya-Crucero.
c) J6A Línea 2x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°6A.
d) J6B Línea 2x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°7A.
Además, se advierte la presencia de otros dos (2) interruptores en estado crítico para un
escenario operacional con todo el parque generador despachado y el sistema de transmisión
lo más enmallado posible:
a) J10 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2.
b) J11 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1.
Todos los interruptores de poder asociados a los seis (6) paños recién mencionados poseen
una capacidad de ruptura de 16 kA y 25 kA, por lo que se requiere que sean reemplazados
por interruptores monopolares de mayor capacidad de a lo menos 40 kA.
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -29% 3 -35% 3 -50% 3 -49% 3 -38% 3 -31%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 -29% 3 -35% 3 -50% 3 -49% 3 -38% 3 -31%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 -29% 3 -35% 3 -50% 3 -49% 3 -38% 3 -31%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 -29% 3 -35% 3 -50% 3 -49% 3 -38% 3 -31%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 2 34% 2 31% 2 24% 2 24% 2 30% 2 34%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 2 34% 2 31% 2 24% 2 24% 2 30% 2 34%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 2 34% 2 31% 2 24% 2 24% 2 30% 2 34%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 2 34% 2 31% 2 24% 2 24% 2 30% 2 34%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 2 17% 2 13% 3 4% 3 5% 2 12% 2 16%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 2 17% 2 13% 3 4% 3 5% 2 12% 2 16%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 2 34% 2 31% 2 24% 2 24% 2 30% 2 34%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 2 34% 2 31% 2 24% 2 24% 2 30% 2 34%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 1 48% 1 46% 1 40% 1 40% 1 45% 1 48%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 48% 1 46% 1 40% 1 40% 1 45% 1 48%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 48% 1 46% 1 40% 1 40% 1 45% 1 48%
E2 E3 E4 E5 E6
Criterio Normal
E1
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 54
Por otra parte, se advierte la presencia de otros seis (6) paños en estado de alerta, sin
embargo, en vista de su capacidad disponible, superior al 24%, aún no se justifica su
reemplazo al año 2017, considerando la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones
Kapatur, Chacaya y Atacama).
Subestación Lagunas
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Lagunas se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente frente a los niveles de cortocircuito esperados al año 2017, considerando
la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y Atacama).
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 82% 1 82% 1 80% 1 80% 1 82% 1 83%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 82% 1 82% 1 80% 1 80% 1 82% 1 83%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 1 81% 1 81% 1 79% 1 79% 1 81% 1 82%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 1 81% 1 81% 1 79% 1 79% 1 81% 1 82%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 81% 1 81% 1 79% 1 79% 1 81% 1 82%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 81% 1 81% 1 79% 1 79% 1 81% 1 82%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 79% 1 79% 1 78% 1 78% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1 79% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
E6E1 E2 E3 E4 E5
Criterio Favorable
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 79% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 79% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 1 79% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 1 79% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 79% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 79% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 79% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1 79% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
E1 E2 E3 E4 E5 E6
Criterio Normal
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 55
Subestación Tarapacá
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Tarapacá se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente frente a los niveles de cortocircuito esperados al año 2017, considerando
la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y Atacama).
Interruptores del SING en estado crítico al año 2017 considerando interconexión de las
subestaciones Chacaya, Kapatur y Atacama
A continuación se presenta un listado con aquellos interruptores de poder del SING,
conectados en 220 kV, que ven sobrepasada su capacidad de ruptura para el escenario más
crítico de la topología analizada, esto es, Escenario 04 de la Topología 2.1 – Año 2017, con
cálculo de cortocircuitos a través del criterio normal.
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 1 84% 1 84% 1 83% 1 83% 1 83% 1 84%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 89% 1 89% 1 88% 1 88% 1 89% 1 89%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 88% 1 88% 1 87% 1 87% 1 88% 1 88%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 88% 1 88% 1 87% 1 87% 1 88% 1 88%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 1 79% 1 79% 1 78% 1 78% 1 79% 1 79%
E1 E2 E3 E4 E5 E6
Criterio Favorable
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 1 83% 1 83% 1 82% 1 82% 1 83% 1 83%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 83% 1 83% 1 82% 1 82% 1 83% 1 83%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 83% 1 83% 1 82% 1 82% 1 83% 1 83%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 83% 1 83% 1 82% 1 82% 1 83% 1 83%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 1 78% 1 78% 1 77% 1 77% 1 78% 1 78%
E4 E5 E6E1 E2 E3
Criterio Normal
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 56
Nombre del PañoI"kss por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
I"kss por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 23,406 3,000 -46,3% 23,816 3,000 -48,9%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 22,253 3,000 -39,1% 23,816 3,000 -48,9%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 21,678 3,000 -35,5% 23,816 3,000 -48,9%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 22,781 3,000 -42,4% 23,816 3,000 -48,9%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 22,361 2,000 10,6% 23,816 3,000 4,7%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 22,399 2,000 10,4% 23,816 3,000 4,7%
Chacaya 220 kV - J1 Línea Chacaya - Mejillones 34,692 3,000 -10,1% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - J2 Línea Chacaya - Mantos Blancos (capricornio) 35,435 3,000 -12,5% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - J3 Línea Chacaya - Crucero 35,495 3,000 -12,7% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 36,328 3,000 -15,3% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - J5 Línea Chacaya - Molycop 36,582 3,000 -16,1% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - J6 Línea Chacaya - El Cobre. Circuito Nº1 35,639 2,000 10,9% 36,582 3,000 8,5%
Chacaya 220 kV - J7 Línea Chacaya - El Cobre. Circuito Nº2 35,639 2,000 10,9% 36,582 3,000 8,5%
Chacaya 220 kV - JG1 Tranformador CTM1 34,791 3,000 -10,4% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - JG2 Tranformador CTM2 34,208 3,000 -8,6% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - JG3 Tranformador CTM3-TG 33,725 3,000 -7,1% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - JG4 Tranformador CTM3-TV 34,326 3,000 -9,0% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - JG5 Transformador CTA 33,428 2,000 16,4% 36,582 3,000 8,5%
Chacaya 220 kV - JG6 Transformador CTH 33,428 2,000 16,4% 36,582 3,000 8,5%
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 30,538 3,000 -90,9% 31,001 3,000 -93,8%
Criterio Favorable Criterio Normal
Estudio de Capacidad para Interruptores - 2017
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 57
Año 2017 – Topología 2.2
Se analiza un total de 303 paños conectados a 66 subestaciones en 220 kV. Se presentan
los resultados generales de mayor relevancia, indicando aquellos escenarios de mayor y
menor exigencia para cada uno de los dos (2) criterios definidos para el cálculo de
cortocircuito en la sección 7.8: criterio favorable y criterio normal.
Criterio favorable:
Escenario de mayor exigencia
10: Parque generador completo con
interconexión SADI.
Escenario de menor exigencia
12: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
20077%
208%
7
3%31
12%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2017 - Escenario 10
Normal Alerta Crítico S/I
199
79%
167%
52%
3112%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2017 - Escenario 12
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 58
Criterio normal:
Escenario de mayor exigencia
10: Parque generador completo con
interconexión SADI.
Escenario de menor exigencia
12: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores en
un 12% de los paños en 220 kV (31 paños), los que han sido designados como S/I. Por otra
parte, al año 2017 – Topología 2.2, entre cinco (5) y siete (7) interruptores se encuentran en
estado crítico dependiendo del escenario de operación, siendo el escenario con parque
generador completo e interconexión SING-SADI el más exigente.
De acuerdo a lo anterior, la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones Kapatur y
Angamos) requiere menos reemplazos de interruptores en el SING que la Topología 2.1
(conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y Atacama), lo cual se fundamenta por un
menor nivel de cortocircuitos en el sistema. Si bien, esto evita la modificación de
equipamiento primario existente, redunda en una red de menor robustez en relación a la
capacidad de transmisión.
20077%
208%
7
3%31
12%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2017 - Escenario 10
Normal Alerta Crítico S/I
198
79%
17
7%
5
2%31
12%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2017 - Escenario 12
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 59
Resultados en instalaciones del STT
A continuación se presentan en detalle los resultados del cálculo de capacidad de
interruptores de poder en cada uno de los paños conectados a las subestaciones troncales,
indicando si se encuentran en estado normal, alerta y crítico, y su capacidad porcentual
disponible, en función del escenario operacional y el criterio utilizado en el cálculo de
cortocircuitos: favorable o normal.
Es del caso indicar que los nuevos paños han sido designados con la sigla N/P (Nuevo
Proyecto), bajo el entendido que éstos serán dimensionados con suficiente holgura.
Subestación Atacama
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Atacama se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.2
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV - - 1 69% 1 54% 1 53% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV - - 1 69% 1 54% 1 53% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV - - 1 69% 1 54% 1 53% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 83% 1 69% 1 54% 1 53% 1 83% 1 84%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - 1 54% 1 53% - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - 1 54% 1 53% - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 83% 1 69% 1 54% 1 53% 1 83% 1 84%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - 1 54% 1 53% - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 77% 1 64% 1 49% 1 49% 1 78% 1 79%
Criterio Favorable
E7 E8 E9 E10 E11 E12
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.2
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV - - 1 64% 1 49% 1 48% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV - - 1 64% 1 49% 1 48% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV - - 1 64% 1 49% 1 48% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 77% 1 64% 1 49% 1 48% 1 78% 1 79%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - 1 49% 1 48% - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - 1 49% 1 48% - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 77% 1 64% 1 49% 1 48% 1 78% 1 79%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - 1 49% 1 48% - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 77% 1 64% 1 49% 1 48% 1 78% 1 79%
Criterio Normal
E7 E8 E9 E10 E11 E12
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 60
holgura suficiente frente a los niveles de cortocircuito esperados al año 2017, considerando
la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones Kapatur y Angamos).
No se cuenta con la información de la capacidad de ruptura de dos (2) paños conectados a
subestación Atacama en 220 kV:
a) J3 Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins Circuito N°1 (actual Línea 2x220 kV
Atacama-Domeyko Circuito N°1).
b) J10 Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins Circuito N°2 (actual Línea 2x220 kV
Atacama-Domeyko Circuito N°1).
Subestación Encuentro
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.2
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 69% 1 65% 1 58% 1 58% 1 64% 1 66%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 65% 1 61% 1 54% 1 54% 1 60% 1 62%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 1 55% 1 51% 1 43% 1 43% 1 50% 1 52%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Nueva Encuentro. Circuito Nº2 1 55% 1 52% 1 45% 1 44% 1 50% 1 52%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Encuentro - Nueva Encuentro. Circuito Nº1 1 55% 1 52% 1 45% 1 44% 1 50% 1 52%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 1 53% 1 49% 1 41% 1 41% 1 48% 1 50%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 1 53% 1 49% 1 41% 1 41% 1 48% 1 50%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 50%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 50%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 50%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 50%
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Favorable
E7 E8 E9 E10 E11 E12
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 61
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Encuentro se encuentran en estado normal de operación para los escenarios de
alta probabilidad de ocurrencia, es decir, cuentan con holgura suficiente frente a los niveles
de cortocircuito esperados al año 2017, considerando la Topología 2.2 (conexión de las
subestaciones Kapatur y Atacama).
Por otra parte, se advierte la presencia de todos los interruptores de la subestación
Encuentro en estado de alerta en el escenario 10, que considera el parque generador
completo despachado e interconexión SING-SADI para la Topología 2.2. Sin embargo, dado
que cuentan con una capacidad disponible de al menos 40%, no se justifica su reemplazo al
año 2017, toda vez que se considera la Topología 2.2.
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.2
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Nueva Encuentro. Circuito Nº2 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Encuentro - Nueva Encuentro. Circuito Nº1 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Normal
E7 E8 E9 E10 E11 E12
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 62
Subestación Crucero
Es posible notar la existencia de al menos cuatro (4) paños con interruptores de poder en
estado crítico al año 2017, es decir, estarán expuestos a niveles de cortocircuito que
sobrepasarán su capacidad de ruptura. Estos paños son los mismos que presentaban
estado crítico en los resultados del año 2015 y 2017 con Topología 2.1:
a) J5 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°1 (Tap Off Nueva Victoria).
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.2
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -18% 3 -29% 3 -47% 3 -48% 3 -30% 3 -25%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 -10% 3 -21% 3 -41% 3 -42% 3 -25% 3 -19%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 -7% 3 -18% 3 -38% 3 -39% 3 -21% 3 -15%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 -16% 3 -27% 3 -43% 3 -44% 3 -26% 3 -22%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 1 46% 2 40% 2 30% 2 30% 2 38% 1 41%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 1 41% 2 36% 2 27% 2 27% 2 36% 2 38%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 2 39% 2 34% 2 24% 2 24% 2 33% 2 36%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 2 39% 2 34% 2 24% 2 24% 2 33% 2 36%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 2 29% 2 22% 3 9% 3 9% 2 20% 2 23%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 2 28% 2 22% 3 9% 3 9% 2 20% 2 23%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 1 42% 2 37% 2 27% 2 27% 2 36% 2 39%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 1 42% 2 37% 2 27% 2 27% 2 36% 2 39%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 1 53% 1 49% 1 41% 1 41% 1 48% 1 50%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 63% 1 60% 1 55% 1 55% 1 60% 1 62%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 60% 1 57% 1 52% 1 51% 1 57% 1 59%
Criterio Favorable
E7 E8 E9 E10 E11 E12
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.2
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -20% 3 -31% 3 -49% 3 -50% 3 -32% 3 -27%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 -20% 3 -31% 3 -49% 3 -50% 3 -32% 3 -27%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 -20% 3 -31% 3 -49% 3 -50% 3 -32% 3 -27%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 -20% 3 -31% 3 -49% 3 -50% 3 -32% 3 -27%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 2 39% 2 34% 2 24% 2 24% 2 33% 2 36%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 2 39% 2 34% 2 24% 2 24% 2 33% 2 36%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 2 39% 2 34% 2 24% 2 24% 2 33% 2 36%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 2 39% 2 34% 2 24% 2 24% 2 33% 2 36%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 2 23% 2 16% 3 4% 3 4% 2 15% 2 19%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 2 23% 2 16% 3 4% 3 4% 2 15% 2 19%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 2 39% 2 34% 2 24% 2 24% 2 33% 2 36%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 2 39% 2 34% 2 24% 2 24% 2 33% 2 36%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 52% 1 48% 1 40% 2 40% 1 47% 1 49%
Criterio Normal
E7 E8 E9 E10 E11 E12
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 63
b) J6 Línea 1x220 kV Chacaya-Crucero.
c) J6A Línea 2x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°6A.
d) J6B Línea 2x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°7A.
Además, se advierte la presencia de otros dos (2) interruptores en estado crítico para un
escenario operacional con todo el parque generador despachado y el sistema de transmisión
lo más enmallado posible:
a) J10 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2.
b) J11 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1.
Todos los interruptores de poder asociados a los seis (6) paños recién mencionados poseen
una capacidad de ruptura de 16 kA y 25 kA, por lo que se requiere que sean reemplazados
por interruptores monopolares de mayor capacidad, de a lo menos 40 kA.
Por otra parte, se advierte la presencia de entre seis (6) a diez (10) paños en estado de
alerta, sin embargo, en vista de su capacidad disponible, superior al 24%, aún no se justifica
su reemplazo al año 2017, considerando la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones
Kapatur y Angamos).
Subestación Lagunas
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.2
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 83% 1 82% 1 80% 1 80% 1 83% 1 83%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 83% 1 82% 1 80% 1 80% 1 83% 1 83%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 1 82% 1 81% 1 79% 1 79% 1 81% 1 82%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 1 82% 1 81% 1 79% 1 79% 1 81% 1 82%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 82% 1 81% 1 79% 1 79% 1 82% 1 82%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 82% 1 81% 1 79% 1 79% 1 82% 1 82%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 80% 1 79% 1 78% 1 78% 1 80% 1 80%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1 80% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Favorable
E7 E8 E9 E10 E11 E12
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 64
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Lagunas se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente para operar con los niveles de cortocircuito esperados al año 2017,
considerando la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones Kapatur y Angamos).
Subestación Tarapacá
Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a
subestación Tarapacá se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente para operar con los niveles de cortocircuito esperados al año 2017,
considerando la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y
Atacama), considerando la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones Kapatur y
Angamos).
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.2
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 80% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 80% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 1 80% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 1 80% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 80% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 80% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 80% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1 80% 1 79% 1 77% 1 77% 1 79% 1 80%
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Normal
E7 E8 E9 E10 E11 E12
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.2
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 1 84% 1 84% 1 83% 1 83% 1 84% 1 84%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 89% 1 89% 1 88% 1 88% 1 89% 1 89%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 88% 1 88% 1 87% 1 87% 1 88% 1 88%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 88% 1 88% 1 87% 1 87% 1 88% 1 88%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 1 79% 1 79% 1 78% 1 78% 1 79% 1 79%
Criterio Favorable
E7 E8 E9 E10 E11 E12
Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.2
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 1 83% 1 83% 1 82% 1 82% 1 83% 1 83%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 83% 1 83% 1 82% 1 82% 1 83% 1 83%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 83% 1 83% 1 82% 1 82% 1 83% 1 83%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 83% 1 83% 1 82% 1 82% 1 83% 1 83%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 1 79% 1 78% 1 77% 1 77% 1 78% 1 79%
Criterio Normal
E7 E8 E9 E10 E11 E12
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 65
Interruptores del SING en estado crítico al año 2017 considerando interconexión de las
subestaciones Angamos y Kapatur
A continuación se presenta un listado con aquellos interruptores de poder del SING,
conectados en 220 kV, que ven sobrepasada su capacidad de ruptura para el escenario más
crítico de la topología analizada, esto es, Escenario 10 de la Topología 2.2 – Año 2017, con
cálculo de cortocircuitos a través del criterio normal.
Nombre del PañoI"kss por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
I"kss por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 23,691 3,000 -48,1% 24,079 3,000 -50,5%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 22,786 3,000 -42,4% 24,079 3,000 -50,5%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 22,190 3,000 -38,7% 24,079 3,000 -50,5%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 23,043 3,000 -44,0% 24,079 3,000 -50,5%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 22,794 3,000 8,8% 24,079 3,000 3,7%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 22,815 3,000 8,7% 24,079 3,000 3,7%
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 20,813 3,000 -30,1% 21,497 3,000 -34,4%
Criterio Favorable Criterio Normal
Estudio de Capacidad para Interruptores - 2017
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 66
8.3 CÁLCULO DEL LIMITE DE SATURACIÓN PARA LOS TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE
La exactitud de medición en los T/C depende principalmente de la sección transversal, tipo
de núcleo, y del número de vueltas del devanado secundario del transformador, los que
repercuten de forma directa sobre los flujos magnéticos que circulan a través de él, por lo
tanto, el error de medición en el T/C se incrementa si se satura el material ferromagnético
que lo compone.
En virtud de lo anterior, la determinación de la saturación de los T/C adquiere una gran
relevancia al momento de garantizar la correcta actuación de los relés en los sistemas de
protecciones y, de esta manera, mantener una alta confiabilidad en el sistema de
transmisión.
Para evaluar esta situación, se determina el Burden Total Máximo de cada T/C, en función
de su burden nominal y de la máxima corriente de cortocircuito que circule a través de él,
utilizando las relaciones del Factor Límite de Precisión (ALF: Accuracy Limit Factor).
Factor límite de precisión para transformadores de corriente (ALF).
Dentro de sus especificaciones técnicas, los transformadores de corriente detallan el valor
del factor límite de precisión (ALF) a burden nominal y la clase de precisión que poseen.
Este factor de precisión define la magnitud de la corriente máxima a la que el transformador
de corriente cumple con la precisión especificada. Si el transformador de corriente es
sometido a un cortocircuito que supere el umbral definido por el ALF, la corriente secundaria
del T/C se mide con distorsión, lo que puede conllevar a un error en la medición de la
corriente de cortocircuito por los sistemas de protección asociados.
Los análisis se realizan de acuerdo a lo indicado por la norma IEC 60044, o bien bajo
ANSI/IEEE C57.13, dependiendo del estándar de diseño con que hayan sido fabricados los
transformadores bajo análisis.
8.3.1 Factor límite de precisión real (ALF’) para burden distinto al nominal.
Para calcular el factor límite de precisión real (ALF’) en función de un burden de servicio
distinto al nominal, tanto para T/C construidos bajo Estándar IEC60044-1 (Clase P) y
Estándar ANSI/IEEE C57.13 (Clase C), se utiliza la siguiente expresión:
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 67
Donde:
ALF’ : Límite de precisión real del transformador de a burden operativo.
: Límite de precisión nominal del transformador de corriente a burden
nominal.
: Burden interno del secundario del T/C, expresado en [VA].
: Burden total conectado al T/C, expresado en [VA].
: Burden nominal del T/C, expresado en [VA].
8.3.2 Factor límite de precisión real (ALF’) para dimensionamiento en función de la
corriente de cortocircuito.
Se puede calcular el ALF’ en función de la corriente de cortocircuito circulante por el equipo,
de la corriente nominal del devanado primario y de un factor de sobredimensionamiento, de
acuerdo a la siguiente relación:
Donde:
: Corresponde al factor de sobredimensionamiento del T/C.
: Máxima corriente de cortocircuito a la que está expuesto el T/C en [kA].
: Corriente nominal primaria del T/C en [kA].
8.3.3 Obtención del Burden Total Máximo.
A partir de las expresiones definidas en las secciones precedentes 8.3.1 y 8.3.2, se define el
Burden Total Máximo en [VA] que puede ser conectado al T/C de acuerdo al máximo nivel
de cortocircuito al que está sometido en cada escenario de operación:
Finalmente, para evaluar el estado de cada instalación, se realiza una comparación entre el
Burden Total Máximo determinado con la ecuación anterior, y el Burden Real conectado, o
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 68
de servicio, indicado en la sección 8.1.2. El Burden Real conectado se calcula a través de la
siguiente expresión:
El Burden Cable presenta la siguiente expresión:
Donde:
: Resistividad del cobre.
: Longitud del cable en [m]. Su forma de estimación se indica en la sección
8.1.2.
: Área del conductor en [mm2]. Su forma de estimación se indica en la
sección 8.1.2.
: Corriente nominal primaria del T/C en [A].
Los valores considerados para el Burden Protección y el Burden Interno fueron definidos en
la sección 8.1.2.
8.3.4 Criterio uti lizado para el Análisis.
El criterio para evaluar el límite de saturación de los transformadores de corriente que se
encuentran actualmente en operación para cada instalación en 220 kV, se define en función
de la comparación entre el Burden Total Máximo (BTM) del T/C y el Burden Real calculado
(BR), y se presenta en la Tabla 6.
Para aquellos casos en que no fue posible obtener datos de los TT/CC existentes, el paño
se identifica con la sigla S/I.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 69
Tabla 6. Criterio para evaluar el límite de saturación de los transformadores de
corriente.
Criterio Descripción Nomenclatura
Se entiende que el transformador de
corriente se encuentra en estado normal
siempre que el Burden Real ( ) sea
igual o inferior al 60% de Burden Total
Máximo ( ).
Se entiende que el transformador de
corriente se encuentra en estado alerta
cuando el Burden Real ( se
encuentre en un rango ubicado entre el
60% y el 90% del Burden Total Máximo
( ).
Se entiende que el transformador de
corriente se encuentra en estado crítico
cuando el Burden Real ( ) es igual o
superior a un 90% del Burden Total
Máximo ( ).
8.3.5 Análisis del cálculo.
A través del cálculo de cortocircuitos en cada una de las subestaciones de 220 kV para los
distintos escenarios de operación definidos en la sección 7.4, se determina el límite de
saturación de los transformadores de corriente existentes en el SING.
Los resultados obtenidos se presentan a continuación.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 70
Año 2015 – Topología 1
Se analiza un total de 260 paños conectados a 61 subestaciones en 220 kV. Se presentan
los resultados generales de mayor relevancia, indicando aquellos escenarios de mayor y
menor exigencia para cada uno de los dos (2) criterios definidos para el cálculo de
cortocircuito en la sección 7.8: criterio favorable y criterio normal.
Criterio favorable:
Escenario de mayor exigencia
02: Despacho económico sin ERNC con
interconexión SADI.
Escenario de menor exigencia
06: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
15161%
16
6%
3615%
45
18%
Límite de Saturación T/C
Criterio Favorable
Año 2015 - Escenario 02
Normal Alerta Crítico S/I
154
64%15
6%
28
11%
45
19%
Límite de Saturación T/C
Criterio Favorable
Año 2015 - Escenario 06
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 71
Criterio normal:
Escenario de mayor exigencia
02: Despacho económico sin ERNC con
interconexión SADI.
Escenario de menor exigencia
06: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
No se cuenta con la información de burden nominal y clase de precisión de los
transformadores de corriente en un 18% de los paños en 220 kV (45 paños), los que han
sido designados como S/I. Por otra parte, al año 2015 existen entre 28 y 41 transformadores
de corriente que se encuentran en estado crítico, aplicando cortocircuitos con criterio
favorable y normal, siendo el escenario 2 (despacho económico sin ERNC e interconexión
SING-SADI) el de mayor exigencia para tal efecto.
15460%
166%
4116%
4518%
LÍmite de Saturación T/C
Criterio Normal
Año 2015 - Escenario 02
Normal Alerta Crítico S/I
15261%
24
9%
2912%
45
18%
Límite de Saturación T/C
Criterio Normal
Año 2015 - Escenario 06
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 72
Resultados en instalaciones del STT
A continuación se presentan en detalle los resultados del límite de saturación de los
transformadores de corriente en cada uno de los paños conectados a las subestaciones
troncales, indicando si se encuentran en estado normal, alerta o crítico, y su capacidad
porcentual disponible, en función del escenario operacional y el criterio utilizado en el cálculo
de cortocircuitos: favorable o normal.
Además, se presenta una tabla con el Burden Total Máximo en [VA] de los transformadores
de corriente asociados a cada uno de los paños analizados, en función del escenario
operacional.
Subestación Atacama
Burden Total Máximo [VA]
Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV 188,9 113,2 - - 154,6 100,1 - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV 188,9 113,2 - - 154,6 100,1 - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº1 167,4 105,8 358,3 364,2 154,6 100,1 301,3 305,7
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV 188,9 113,2 - - 154,6 100,1 - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 365,3 224,0 914,6 926,2 309,3 200,2 602,6 611,5
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - 113,2 - - - 100,1 - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - 113,2 - - - 100,1 - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 365,4 224,0 914,6 926,2 309,3 200,2 602,6 611,5
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - 113,2 - - - 100,1 - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº2 167,4 105,8 358,3 364,2 154,6 100,1 301,3 305,7
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 157,6 101,3 301,3 305,7 154,6 100,1 301,3 305,7
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV 1 93% 1 88% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV 1 93% 1 88% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº1 1 92% 1 87% 1 97% 1 97%
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV 1 93% 1 88% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 97% 1 94% 1 99% 1 99%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - 1 88% - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - 1 88% - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 97% 1 94% 1 99% 1 99%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - 1 88% - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº2 1 92% 1 87% 1 97% 1 97%
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 92% 1 86% 1 96% 1 96%
Criterio Favorable
E1 E2 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 73
Se observa que la totalidad de los transformadores de corriente de los paños conectados a
subestación Atacama se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente para operar con los niveles de cortocircuito esperados al año 2015.
Subestación Encuentro
Límite de Saturación para T/C
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV 1 92% 1 86% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV 1 92% 1 86% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº1 1 92% 1 86% 1 96% 1 96%
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV 1 92% 1 86% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 96% 1 94% 1 98% 1 98%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - 1 86% - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - 1 86% - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 96% 1 94% 1 98% 1 98%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - 1 86% - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº2 1 92% 1 86% 1 96% 1 96%
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 92% 1 86% 1 96% 1 96%
Criterio Normal
E6E1 E2 E5
Burden Total Máximo [VA]
Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 33,9 30,2 37,6 38,8 19,9 18,4 21,3 22,0
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 28,9 26,1 31,7 32,7 19,9 18,4 21,3 22,0
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 4,3 4,0 4,5 4,7 4,0 3,7 4,3 4,4
Encuentro 220 kV - J6 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 43,5 41,2 43,7 45,3 39,8 36,8 42,5 44,1
Encuentro 220 kV - J7 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 43,5 41,2 43,7 45,3 39,8 36,8 42,5 44,1
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 16,3 15,0 17,3 18,0 15,9 14,7 17,0 17,6
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 16,3 15,0 17,3 18,0 15,9 14,7 17,0 17,6
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 1,0 0,9 1,1 1,1 1,0 0,9 1,1 1,1
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 70,0 64,8 74,8 77,5 70,0 64,8 74,7 77,5
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 21,2 19,7 22,7 23,5 21,2 19,7 22,7 23,5
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 31,9 29,5 34,0 35,3 31,9 29,5 34,0 35,3
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 31,9 29,5 34,0 35,3 31,9 29,5 34,0 35,3
Criterio Favorable Criterio Normal
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 74
Es posible notar la existencia de al menos cinco (5) paños con transformadores de corriente
en estado crítico al año 2015, es decir, estarán expuestos a niveles de cortocircuito tales que
pueden producir la saturación de dichos equipos:
a) J4 Línea 1x220 kV Encuentro-El Tesoro.
b) J8 Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi Circuito N°1.
c) J9 Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi Circuito N°2.
d) JT1 Transformador 220/23 kV Lado 220 kV.
e) J11 Línea 1x220 kV Encuentro-MMH.
Límite de Saturación para T/C
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 49% 1 42% 1 54% 1 56%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 2 39% 2 32% 1 45% 1 47%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3 -1159% 3 -1576% 3 -959% 3 -849%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 61% 1 58% 1 61% 1 62%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 61% 1 58% 1 61% 1 62%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 3 -21% 3 -33% 3 -12% 3 -7%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 3 -21% 3 -33% 3 -12% 3 -7%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 3 -899% 3 -870% 3 -926% 3 -943%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 69% 1 66% 1 72% 1 73%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 3 7% 3 -2% 2 14% 2 18%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 2 38% 2 32% 1 43% 1 45%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 2 38% 2 32% 1 43% 1 45%
Criterio Favorable
E1 E2 E5 E6
Límite de Saturación para T/C
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 3 7% 3 -2% 2 13% 2 17%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 3 7% 3 -2% 2 13% 2 17%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3 -1528% 3 -2238% 3 -1179% 3 -1038%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 57% 1 53% 1 59% 1 61%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 57% 1 53% 1 59% 1 61%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 3 -24% 3 -36% 3 -14% 3 -9%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 3 -24% 3 -36% 3 -14% 3 -9%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 3 -899% 3 -870% 3 -926% 3 -943%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 69% 1 66% 1 72% 1 73%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 3 7% 3 -2% 2 14% 2 18%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 2 38% 2 32% 1 43% 1 45%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 2 38% 2 32% 1 43% 1 45%
Criterio Normal
E5 E6E1 E2
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 75
Además, se advierte la presencia de otros dos (2) transformadores de corriente en estado
crítico si se consideran cortocircuitos bajo un criterio normal:
a) J2 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°1.
b) J3 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°2.
Subestación Crucero
Burden Total Máximo [VA]
Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 16,2 15,0 17,2 17,9 15,8 14,6 16,7 17,3
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 34,7 32,0 36,2 37,7 31,6 29,2 33,5 34,7
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 35,9 32,9 37,8 39,2 31,6 29,2 33,5 34,7
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 32,8 30,3 35,5 36,3 31,6 29,2 33,5 34,7
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 35,9 32,9 37,8 39,2 31,6 29,2 33,5 34,7
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 32,9 30,4 35,6 36,5 31,6 29,2 33,5 34,7
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 15,8 14,6 16,7 17,4 15,8 14,6 16,7 17,3
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 15,8 14,6 16,7 17,4 15,8 14,6 16,7 17,3
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 8,5 7,9 8,9 9,3 7,9 7,3 8,4 8,7
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 17,0 15,8 17,8 18,6 15,8 14,6 16,7 17,3
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 33,5 30,9 35,8 37,3 31,6 29,2 33,5 34,7
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 33,5 30,9 35,7 37,1 31,6 29,2 33,5 34,7
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 16,2 15,0 17,2 17,9 15,8 14,6 16,7 17,3
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 31,1 29,5 32,0 33,3 26,3 24,3 27,9 28,9
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 119,0 112,2 123,5 128,5 105,2 97,4 111,5 115,7
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -84% 3 -109% 3 -68% 3 -58%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 2 34% 2 27% 2 37% 1 40%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 2 36% 2 29% 1 40% 1 43%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 2 29% 2 22% 2 35% 2 37%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 2 36% 2 29% 1 40% 1 43%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 2 29% 2 22% 2 36% 2 38%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 3 -94% 3 -121% 3 -77% 3 -67%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 3 -94% 3 -121% 3 -77% 3 -67%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 3 -651% 3 -894% 3 -549% 3 -478%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 3 -72% 3 -94% 3 -60% 3 -51%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 2 31% 2 24% 2 36% 2 39%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 2 31% 2 24% 2 36% 2 39%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 3 -42% 3 -57% 3 -32% 3 -26%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 2 28% 2 23% 2 30% 2 34%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 81% 1 79% 1 82% 1 82%
Criterio Favorable
E1 E2 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 76
Es posible notar la existencia de al menos cinco (5) paños con transformadores de corriente
en estado crítico al año 2015, es decir, estarán expuestos a niveles de cortocircuito tales que
provocarán la saturación de dichos equipos:
a) J5 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°1 (Tap Off Nueva Victoria).
b) J8 Línea 1x220 kV Crucero-El Abra.
c) J9 Línea 1x220 kV Crucero-Radomiro Tomic.
d) J10 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2.
e) J11 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1.
f) J14 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°2.
Además, se advierte la presencia de otro transformador de corriente en estado crítico si se
consideran cortocircuitos bajo un criterio normal en el escenario 2 de operación (despacho
económico sin ERNC e interconexión SING-SADI):
a) J15 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°1.
Límite de Saturación para T/C
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -92% 3 -118% 3 -75% 3 -66%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 2 26% 2 18% 2 31% 2 34%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 2 26% 2 18% 2 31% 2 34%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 2 26% 2 18% 2 31% 2 34%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 2 26% 2 18% 2 31% 2 34%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 2 26% 2 18% 2 31% 2 34%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 3 -94% 3 -121% 3 -77% 3 -67%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 3 -94% 3 -121% 3 -77% 3 -67%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 3 -906% 3 -1357% 3 -704% 3 -610%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 3 -94% 3 -121% 3 -77% 3 -67%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 2 26% 2 18% 2 31% 2 34%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 2 26% 2 18% 2 31% 2 34%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 3 -47% 3 -62% 3 -37% 3 -31%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 2 12% 3 3% 2 18% 2 21%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 78% 1 75% 1 79% 1 80%
Criterio Normal
E6E1 E2 E5
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 77
Subestación Lagunas
Se detecta un (1) transformador de corriente en estado crítico, es decir, que estará expuesto
a un nivel de cortocircuito tal que saturará su medición:
a) JT Transformador de SS/AA 220/23 kV.
Burden Total Máximo [VA]
Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 26,8 26,5 26,7 26,9 21,4 21,0 21,7 21,9
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 27,4 27,0 28,0 28,3 21,4 21,0 21,7 21,9
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 24,7 24,4 24,7 24,9 21,4 21,0 21,7 21,9
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 24,7 24,5 24,8 25,0 21,4 21,0 21,7 21,9
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 24,6 24,2 25,3 25,7 21,4 21,0 21,7 21,9
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 24,6 24,2 25,3 25,7 21,4 21,0 21,7 21,9
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 21,6 21,3 22,2 22,5 21,4 21,0 21,7 21,9
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 2,7 2,6 2,7 2,7 2,7 2,6 2,7 2,7
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 71% 1 71% 1 71% 1 71%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 72% 1 72% 1 73% 1 73%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 1 42% 1 41% 1 42% 1 42%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 1 42% 1 41% 1 42% 1 42%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 78% 1 78% 1 79% 1 79%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 79% 1 79% 1 80% 1 80%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 67% 1 66% 1 68% 1 68%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 3 -1027% 3 -924% 3 -1182% 3 -1287%
Criterio Favorable
E1 E2 E5 E6
Límite de Saturación para T/C
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 63% 1 62% 1 63% 1 64%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 63% 1 62% 1 63% 1 64%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 2 31% 2 30% 2 32% 2 33%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 2 31% 2 30% 2 32% 2 33%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 74% 1 74% 1 75% 1 75%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 76% 1 75% 1 76% 1 76%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 66% 1 65% 1 67% 1 67%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 3 -1027% 3 -924% 3 -1182% 3 -1287%
Criterio Normal
E6E1 E2 E5
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 78
Subestación Tarapacá
Se detecta un (1) transformador de corriente en estado crítico, es decir, que estará expuesto
a un nivel de cortocircuito tal que saturará su medición:
a) JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV.
El resto de los transformadores de corriente se encuentra en estado normal, es decir,
cuentan con suficiente holgura al año 2015.
Transformadores de corriente del SING en estado crítico al año 2015
A continuación se presenta un listado con aquellos transformadores de corriente del SING,
conectados en 220 kV, que operan saturados para el escenario más crítico de la topología
analizada, esto es, Escenario 02 de la Topología 1 – Año 2015, con cálculo de cortocircuitos
a través del criterio normal.
Burden Total Máximo [VA]
Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 7,3 7,3 7,3 7,4 7,0 7,0 7,1 7,1
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 125,5 123,7 127,7 128,8 74,9 74,3 75,2 75,7
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 100,7 100,0 100,8 101,3 74,9 74,3 75,2 75,7
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 100,7 100,0 100,8 101,3 74,9 74,3 75,2 75,7
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 23,3 23,1 23,6 23,8 22,5 22,3 22,6 22,7
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 3 -354% 3 -366% 3 -350% 3 -342%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 91% 1 91% 1 91% 1 91%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 89% 1 89% 1 89% 1 89%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 89% 1 89% 1 89% 1 89%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 1 48% 1 48% 1 49% 1 49%
E6
Criterio Favorable
E1 E2 E5
Límite de Saturación para T/C
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 3 -420% 3 -435% 3 -413% 3 -403%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 85% 1 85% 1 85% 1 85%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 85% 1 85% 1 85% 1 85%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 85% 1 85% 1 85% 1 85%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 1 46% 1 45% 1 46% 1 47%
E6E1 E2 E5
Criterio Normal
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 79
Nombre del Paño
Burden máximo
Criterio
Favorable [VA]
Burden máximo
Criterio Normal
[VA]
Burden real
(cable +
prot+int)
[VA]
Estado
Burden
Criterio
Favorable
Estado
Burden
Criterio
Normal
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 2,63 2,63 6,06 3,00 3,00
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 7,26 6,97 15,53 3,00 3,00
Nva Victoria 220 kV - JT1 Transformador 220/66/23 kV 9,06 9,06 11,32 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 15,00 14,61 24,80 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 14,61 14,61 25,00 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 14,61 14,61 25,00 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 7,91 7,30 25,00 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 15,79 14,61 25,00 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 15,01 14,61 21,80 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 29,53 24,35 23,80 2,00 3,00
SQM El Loa 220 kV - Transformador Soquimich El Loa 220/110/23 kV 9,72 9,72 9,99 3,00 3,00
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 30,22 18,42 18,81 1,00 3,00
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 26,11 18,42 18,81 2,00 3,00
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3,96 3,68 19,01 3,00 3,00
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 15,02 14,74 19,01 3,00 3,00
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 15,02 14,74 19,01 3,00 3,00
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 0,92 0,92 19,01 3,00 3,00
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 19,65 19,65 20,01 3,00 3,00
El Tesoro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 4,91 4,91 9,88 3,00 3,00
El Tesoro 220 kV - JT2 Transformador 220/23 kV N°2 4,91 4,91 9,88 3,00 3,00
El Tesoro 220 kV - Línea Encuentro - El Tesoro 16,57 9,81 9,88 1,00 3,00
Fortuna 220 kV - JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 3,83 3,83 12,71 3,00 3,00
Fortuna 220 kV - JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 3,83 3,83 12,71 3,00 3,00
Lomas Bayas 220 kV – J4 Línea Lomas Bayas –- Fortuna 6,33 6,33 9,14 3,00 3,00
Escondida 220 kV - JT5 Transformador N°5 220/69/6.9 kV 10,71 10,71 23,39 3,00 3,00
Escondida 220 kV - JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 10,71 10,71 23,39 3,00 3,00
Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 12,52 12,40 21,43 3,00 3,00
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 14,41 13,97 15,85 3,00 3,00
Mantos Blancos 220 kV - J1 Transformador 220/23 kV 14,34 14,34 18,50 3,00 3,00
Domeyko 220 kV - J1 Línea Domeyko - Planta Óxidos 13,53 13,53 12,90 3,00 3,00
Domeyko 220 kV - J2 Línea O Higgins - Domeyko 16,39 13,53 12,90 2,00 3,00
Molycop 220 kV - Transformador 220/13,8 2,83 2,83 13,25 3,00 3,00
Tap Off Llanos 220 kV - JT Transformador 7,11 7,11 8,42 3,00 3,00
Estación de bombeo N°2 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 7,56 7,56 10,42 3,00 3,00
Estación de bombeo N°3 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 6,80 6,80 10,42 3,00 3,00
Estación de bombeo N°4 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 5,79 5,79 10,42 3,00 3,00
Palestina 220 kV - JT Tap Off Palestina 10,66 10,66 10,42 3,00 3,00
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 10,79 10,79 10,42 3,00 3,00
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 10,79 10,79 10,42 3,00 3,00
Antucoya 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 20,78 20,78 19,71 3,0 3,00
Antucoya 220 kV - JT2 Transformador 220/23 kV N°2 20,78 20,78 19,71 3,0 3,00
Capacidad de Burden Conectado
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 80
Año 2017 – Topología 2.1
Se analiza un total de 304 paños conectados a 66 subestaciones en 220 kV. Se presentan
los resultados generales de mayor relevancia, indicando aquellos escenarios de mayor y
menor exigencia para cada uno de los dos (2) criterios definidos para el cálculo de
cortocircuito en la sección 7.8: criterio favorable y criterio normal.
Criterio favorable:
Escenario de mayor exigencia
05: Despacho económico con
generación ERNC eólica y fotovoltaica.
Escenario de menor exigencia
01: Despacho económico sin ERNC ni
interconexión SADI.
14959%
125%
47
19%
4417%
Límite de Saturación T/C
Criterio Favorable
Año 2017 - Escenario 05
Normal Alerta Crítico S/I
14859%
208%
4016%
4417%
Límite de Saturación T/C
Criterio Favorable
Año 2017 - Escenario 01
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 81
Criterio normal:
Escenario de mayor exigencia
02: Despacho económico sin ERNC con
interconexión SADI.
Escenario de menor exigencia
06: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
No se cuenta con la información de burden nominal y clase de precisión de los
transformadores de corriente en un 17% de los paños en 220 kV (44 paños), los que han
sido designados como S/I. Por otra parte, al año 2017 – Topología 2.1 existen entre 40 y 55
transformadores de corriente que se encuentran en estado crítico, aplicando cortocircuitos
con criterio favorable y normal, siendo el escenario 2 (despacho económico sin ERNC e
interconexión SING-SADI) el de mayor exigencia para tal efecto.
149
56%
156%
55
21%
4417%
Límite de Saturación T/C
Criterio Normal
Año 2017 - Escenario 02
Normal Alerta Crítico S/I
15660%
10
4%
5019%
4417%
Límite de Saturación T/C
Criterio Normal
Año 2017 - Escenario 06
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 82
Resultados en instalaciones del STT
A continuación se presentan en detalle los resultados del límite de saturación de los
transformadores de corriente en cada uno de los paños conectados a las subestaciones
troncales, indicando si se encuentran en estado normal, alerta o crítico, y su capacidad
porcentual disponible, en función del escenario operacional y el criterio utilizado en el cálculo
de cortocircuitos: favorable o normal.
Además, se presenta una tabla con el Burden Total Máximo en [VA] de los transformadores
de corriente asociados a cada uno de los paños analizados, en función del escenario
operacional.
Subestación Atacama
Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.1
Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV - 72,8 - - - 68,2 - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV - 72,8 - - - 68,2 - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 92,1 71,2 103,6 123,9 87,8 68,2 98,6 117,4
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV - 72,8 - - - 68,2 - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Seccionadora. Circuito N°1 321,5 208,1 359,3 424,7 175,6 136,4 197,1 234,7
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Seccionadora. Circuito N°2 321,5 208,1 359,3 424,7 175,6 136,4 197,1 234,7
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 92,1 71,2 103,6 123,9 87,8 68,2 98,6 117,4
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 87,8 68,2 98,6 117,4 87,8 68,2 98,6 117,4
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV - - 1 78% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV - - 1 78% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 1 84% 1 78% 1 86% 1 89%
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV - - 1 78% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Kapatur. Circuito N°1 1 96% 1 94% 1 97% 1 97%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Kapatur. Circuito N°2 1 96% 1 94% 1 97% 1 97%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 1 84% 1 78% 1 86% 1 89%
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 83% 1 76% 1 86% 1 88%
Criterio Favorable
E1 E2 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 83
Se observa que la totalidad de los transformadores de corriente de los paños conectados a
subestación Atacama se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente frente a los niveles de cortocircuito esperados al año 2017, considerando
la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y Atacama).
Subestación Encuentro
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV - - 1 76% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV - - 1 76% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 1 83% 1 76% 1 86% 1 88%
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV - - 1 76% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Kapatur. Circuito N°1 1 93% 1 90% 1 94% 1 95%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Kapatur. Circuito N°2 1 93% 1 90% 1 94% 1 95%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 1 83% 1 76% 1 86% 1 88%
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 83% 1 76% 1 86% 1 88%
Criterio Normal
E1 E2 E5 E6
Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.1
Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 23,0 21,9 21,2 22,2 15,9 15,2 14,9 15,6
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 20,7 19,8 19,2 20,1 15,9 15,2 14,9 15,6
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3,3 3,2 3,1 3,3 3,2 3,0 3,0 3,1
Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 35,1 33,7 32,2 33,8 31,7 30,3 29,7 31,3
Encuentro 220 kV - J7 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº1 35,1 33,7 32,2 33,8 31,7 30,3 29,7 31,3
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 12,8 12,3 12,0 12,6 12,7 12,1 11,9 12,5
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 12,8 12,3 12,0 12,6 12,7 12,1 11,9 12,5
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 0,8 0,8 0,7 0,8 0,8 0,8 0,7 0,8
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 55,8 53,3 52,2 55,0 55,8 53,3 52,2 55,0
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 16,9 16,2 15,8 16,7 16,9 16,2 15,8 16,7
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 25,4 24,2 23,8 25,0 25,4 24,2 23,8 25,0
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 25,4 24,2 23,8 25,0 25,4 24,2 23,8 25,0
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 22,9 21,8 21,1 22,3 21,1 20,2 19,8 20,9
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 22,9 21,8 21,1 22,3 21,1 20,2 19,8 20,9
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Favorable Criterio Normal
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 84
Es posible notar la existencia de al menos cinco (5) paños con transformadores de corriente
en estado crítico al año 2017 – Topología 2.1, es decir, estarán expuestos a niveles de
cortocircuito tales que provocarán la saturación de dichos equipos:
a) J3 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°2.
b) J4 Línea 1x220 kV Encuentro-El Tesoro.
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 2 21% 2 16% 2 13% 2 18%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 2 11% 3 6% 3 2% 3 8%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3 -4513% 3 -7473% 3 -16869% 3 -6061%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 1 50% 1 48% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº1 1 50% 1 48% 1 45% 1 48%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 3 -63% 3 -73% 3 -78% 3 -66%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 3 -63% 3 -73% 3 -78% 3 -66%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 3 -825% 3 -814% 3 -809% 3 -822%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 58% 1 55% 1 54% 1 57%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 3 -24% 3 -32% 3 -35% 3 -26%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 2 17% 2 12% 3 10% 2 16%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 2 17% 2 12% 3 10% 2 16%
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 2 15% 2 10% 3 6% 2 13%
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 2 15% 2 10% 3 6% 2 13%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Favorable
E1 E2 E5 E6
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 3 -23% 3 -30% 3 -33% 3 -25%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 3 -23% 3 -30% 3 -33% 3 -25%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3 -9231% 3 -52728% 3 -53598% 3 -12314%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 1 44% 1 41% 1 40% 1 43%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº1 1 44% 1 41% 1 40% 1 43%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 3 -65% 3 -76% 3 -80% 3 -68%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 3 -65% 3 -76% 3 -80% 3 -68%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 3 -825% 3 -814% 3 -809% 3 -822%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 58% 1 55% 1 54% 1 57%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 3 -24% 3 -32% 3 -35% 3 -26%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 2 17% 2 12% 3 10% 2 16%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 2 17% 2 12% 3 10% 2 16%
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 3 7% 3 1% 3 -1% 3 5%
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 3 7% 3 1% 3 -1% 3 5%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Normal
E1 E2 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 85
c) J8 Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi Circuito N°1.
d) J9 Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi Circuito N°2.
e) JT1 Transformador 220/23 kV.
f) J11 Línea 1x220 kV Encuentro-MMH.
g) J12 Línea 2x220 kV Encuentro-Sierra Gorda Circuito N°1.
h) J13 Línea 2x220 kV Encuentro-Sierra Gorda Circuito N°2.
i) J14 Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane Circuito N°1.
j) J15 Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane Circuito N°2.
Además, se advierte la presencia de otro transformador de corriente en estado crítico si se
consideran cortocircuitos bajo un criterio normal:
a) J2 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°1.
Nota: La Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane posee transformadores de corriente con
relación de tap igual a 2000-1000/5A. Dado que en el análisis se ha considerado la condición
más desfavorable (1000/5A), se concluye que éstos deben ser ajustados con una relación
2000/5A, pasando de esta forma a estar en un estado normal de operación.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 86
Subestación Crucero
Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.1
Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 12,9 12,3 12,1 12,7 12,7 12,1 11,9 12,5
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 27,1 26,0 25,0 26,3 25,3 24,2 23,8 25,0
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 28,0 26,6 25,8 27,4 25,3 24,2 23,8 25,0
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 26,1 24,9 24,9 25,9 25,3 24,2 23,8 25,0
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 28,0 26,6 25,8 27,4 25,3 24,2 23,8 25,0
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 26,1 24,9 24,9 26,0 25,3 24,2 23,8 25,0
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 12,7 12,1 11,9 12,5 12,7 12,1 11,9 12,5
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 12,7 12,1 11,9 12,5 12,7 12,1 11,9 12,5
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 6,7 6,5 6,2 6,6 6,3 6,0 5,9 6,3
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 13,4 12,9 12,4 13,1 12,7 12,1 11,9 12,5
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 26,5 25,3 24,9 26,3 25,3 24,2 23,8 25,0
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 26,5 25,3 24,9 26,3 25,3 24,2 23,8 25,0
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 12,9 12,3 12,1 12,7 12,7 12,1 11,9 12,5
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 28,2 27,0 26,8 28,3 21,1 20,1 19,8 20,9
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 104,1 99,7 98,6 104,2 84,3 80,6 79,2 83,5
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -174% 3 -200% 3 -210% 3 -180%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 10% 3 5% 3 0% 3 6%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 2 14% 3 8% 3 4% 2 11%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 5% 3 -1% 3 0% 3 5%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 2 14% 3 8% 3 4% 2 11%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 3 6% 3 0% 3 0% 3 5%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 3 -186% 3 -212% 3 -223% 3 -191%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 3 -186% 3 -212% 3 -223% 3 -191%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 3 -2524% 3 -4051% 3 -8449% 3 -3311%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 3 -156% 3 -176% 3 -195% 3 -167%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 3 7% 3 2% 3 0% 3 7%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 3 7% 3 2% 3 -1% 3 6%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 3 -91% 3 -103% 3 -108% 3 -94%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 2 19% 2 15% 2 14% 2 19%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 77% 1 76% 1 76% 1 77%
Criterio Favorable
E1 E2 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 87
Es posible notar la existencia de catorce (14) paños con transformadores de corriente en
estado crítico al año 2017 – Topología 2.1, es decir, estarán expuestos a niveles de
cortocircuito tales que pueden provocar la saturación de dichos equipos:
a) J5 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°1 (Tap Off Nueva Victoria).
b) J6 Línea 1x220 kV Chacaya-Crucero.
c) J6A Línea 1x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°6A.
d) J6B Línea 1x220 kV Crucero-Salar Circuito N°6B.
e) J7A Línea 1x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°7A.
f) J7B Línea 1x220 kV Crucero-Chuquicamata Circuito N°7B.
g) J8 Línea 1x220 kV Crucero-El Abra.
h) J9 Línea 1x220 kV Crucero-Radomiro Tomic.
i) J10 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2.
j) J11 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1.
k) J12 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°1.
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -183% 3 -209% 3 -220% 3 -188%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 3 -186% 3 -212% 3 -223% 3 -191%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 3 -186% 3 -212% 3 -223% 3 -191%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 3 -5745% 3 -42981% 3 -31560% 3 -7240%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 3 -186% 3 -212% 3 -223% 3 -191%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 3 -95% 3 -107% 3 -112% 3 -98%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 3 -17% 3 -24% 3 -27% 3 -19%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 70% 1 69% 1 68% 1 70%
Criterio Normal
E1 E2 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 88
l) J13 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°2.
m) J14 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°2.
n) J15 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°1.
En virtud de lo anterior, se concluye que es necesario reemplazar la mayoría de los
transformadores de corriente existentes en subestación Crucero, a excepción del paño J15
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°2. Además, los paños J12 Línea 2x220 kV
Norgener-Crucero Circuito N°1 y J13 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°2
actualmente están configurados con una relación de T/C igual a 800/5A, sin embargo, dicho
equipo puede ajustarse hasta una corriente primaria de 1200 A, lo que mejora su índice ALF
de servicio.
Subestación Lagunas
Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.1
Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 18,6 18,4 18,5 18,9 15,7 15,5 15,7 16,0
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 18,5 18,3 18,5 18,9 15,7 15,5 15,7 16,0
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 17,4 17,2 17,4 17,7 15,7 15,5 15,7 16,0
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 17,4 17,2 17,4 17,8 15,7 15,5 15,7 16,0
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 17,4 17,2 17,4 17,8 15,7 15,5 15,7 16,0
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 17,4 17,2 17,4 17,8 15,7 15,5 15,7 16,0
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 15,9 15,7 15,9 16,2 15,7 15,5 15,7 16,0
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 2,0 1,9 2,0 2,0 2,0 1,9 2,0 2,0
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 56% 1 55% 1 56% 1 57%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 56% 1 55% 1 56% 1 57%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 2 12% 2 11% 2 12% 2 14%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 2 12% 2 11% 2 12% 2 14%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 67% 1 67% 1 67% 1 68%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 69% 1 68% 1 69% 1 70%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 52% 1 51% 1 52% 1 53%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 3 -396% 3 -390% 3 -395% 3 -408%
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Favorable
E1 E2 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 89
Se detecta un (1) transformador de corriente en estado crítico al año 2017 – Topología 2.1,
es decir, que estará expuesto a un nivel de cortocircuito tal que puede saturar su medición:
a) JT Transformador de SS/AA 220/23 kV.
Por otra parte, el resto de los paños que quedan en estado crítico si se consideran
cortocircuitos efectuados con criterio normal, son los siguientes:
a) J3 Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi Circuito N°1.
b) J4 Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi Circuito N°2.
Subestación Tarapacá
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 46% 1 45% 1 46% 1 47%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 46% 1 45% 1 46% 1 48%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 3 1% 3 -1% 3 0% 3 3%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 3 1% 3 -1% 3 0% 3 3%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 63% 1 62% 1 63% 1 64%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 65% 1 64% 1 65% 1 66%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 51% 1 50% 1 51% 1 52%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 3 -396% 3 -390% 3 -395% 3 -408%
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Normal
E1 E2 E5 E6
Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.1
Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 6,3 6,2 6,2 6,2 6,0 6,0 6,0 6,0
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 96,2 95,3 96,1 97,7 64,3 64,0 63,6 64,2
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 89,2 88,8 88,3 88,9 64,3 64,0 63,6 64,2
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 89,2 88,8 88,3 88,9 64,3 64,0 63,6 64,2
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 20,0 19,9 19,9 20,1 19,3 19,2 19,1 19,3
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 3 -736% 3 -758% 3 -786% 3 -746%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 88% 1 88% 1 88% 1 89%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 87% 1 87% 1 87% 1 87%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 87% 1 87% 1 87% 1 87%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 2 38% 2 38% 2 38% 2 38%
Criterio Favorable
E1 E2 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 90
Se detecta un (1) transformador de corriente en estado crítico al año 2017 – Topología 2.1,
es decir, que estará expuesto a un nivel de cortocircuito tal que puede saturar su medición:
a) JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV.
El resto de los transformadores de corriente se encuentra en estado normal, es decir,
cuentan con suficiente holgura al año 2017 – Topología 2.1, a excepción del paño J3 Línea
1x220 kV Tarapacá-Cóndores, cuyo transformador de corriente se encuentra en estado de
alerta para todos los escenarios de operación evaluados.
Transformadores de corriente del SING en estado crítico al año 2017 considerando
interconexión de las subestaciones Chacaya, Kapatur y Atacama
A continuación se presenta un listado con aquellos transformadores de corriente del SING,
conectados en 220 kV, que pueden saturar para el escenario más crítico de la topología
analizada, esto es, Escenario 02 de la Topología 2.1 – Año 2017, con cálculo de
cortocircuitos a través del criterio normal.
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 3 -925% 3 -956% 3 -991% 3 -934%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 82% 1 82% 1 82% 1 82%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 82% 1 82% 1 82% 1 82%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 82% 1 82% 1 82% 1 82%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 2 35% 2 35% 2 35% 2 35%
Criterio Normal
E1 E2 E5 E6
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 91
Nombre del Paño
Burden máximo
Criterio
Favorable [VA]
Burden máximo
Criterio Normal
[VA]
Burden real
(cable +
prot + int)
[VA]
Estado
Burden
Criterio
Favorable
Estado
Burden
Criterio
Normal
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 17,17 15,53 15,65 2,000 3,000
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 17,20 15,53 15,65 2,000 3,000
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1,94 1,94 6,06 3,000 3,000
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 6,23 6,00 15,53 3,000 3,000
Nva Victoria 220 kV - JT1 Transformador 220/66/23 kV 7,34 7,34 11,32 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 12,27 12,09 24,80 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 25,96 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 26,60 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 24,86 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 26,60 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 24,94 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 12,09 12,09 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 12,09 12,09 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 6,46 6,04 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 12,89 12,09 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 25,29 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 25,29 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 12,28 12,09 21,80 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 27,02 20,15 23,80 2,000 3,000
SQM El Loa 220 kV - Transformador Soquimich El Loa 220/110/23 kV 8,91 8,91 9,99 3,000 3,000
Collahuasi 220 kV - Línea Collahuasi - Quebrada Blanca 35,08 32,76 30,58 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 21,93 15,15 18,81 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 19,76 15,15 18,81 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3,21 3,03 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 12,26 12,12 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 12,26 12,12 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 0,76 0,76 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 16,16 16,16 20,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 21,79 20,20 20,01 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 21,79 20,20 20,01 2,000 3,000
El Tesoro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 4,71 4,71 9,88 3,000 3,000
El Tesoro 220 kV - JT2 Transformador 220/23 kV N°2 4,71 4,71 9,88 3,000 3,000
El Tesoro 220 kV - Línea Encuentro - El Tesoro 15,97 9,42 9,88 1,000 3,000
Fortuna 220 kV - JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 3,63 3,63 12,71 3,000 3,000
Fortuna 220 kV - JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 3,63 3,63 12,71 3,000 3,000
Lomas Bayas 220 kV – J4 Línea Lomas Bayas –- Fortuna 5,93 5,93 9,14 3,000 3,000
Escondida 220 kV - J3 Línea Escondida - Zaldívar 31,03 18,36 18,99 1,000 3,000
Escondida 220 kV - JT5 Transformador N°5 220/69/6.9 kV 9,18 9,18 23,39 3,000 3,000
Escondida 220 kV - JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 9,18 9,18 23,39 3,000 3,000
Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 7,94 7,88 21,43 3,000 3,000
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 9,58 9,39 15,85 3,000 3,000
Coloso 220 kV - J1 Línea O Higgins - Coloso 22,05 11,03 10,98 1,000 3,000
Mantos Blancos 220 kV - J1 Transformador 220/23 kV 13,20 13,20 18,50 3,000 3,000
Domeyko 220 kV - J1 Línea Domeyko - Planta Óxidos 11,34 11,34 12,90 3,000 3,000
Domeyko 220 kV - J2 Línea O Higgins - Domeyko 13,32 11,34 12,90 3,000 3,000
Molycop 220 kV - Transformador 220/13,8 1,88 1,88 13,25 3,000 3,000
Tap Off Llanos 220 kV - JT Transformador 5,51 5,51 8,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°2 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 5,16 5,16 10,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°3 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 5,80 5,80 10,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°4 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 5,03 5,03 10,42 3,000 3,000
Palestina 220 kV - JT Tap Off Palestina 8,27 8,27 10,42 3,000 3,000
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 9,61 9,61 10,42 3,000 3,000
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 9,61 9,61 10,42 3,000 3,000
Antucoya 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 18,17 18,17 19,71 3,000 3,000
Antucoya 220 kV - JT2 Transformador 220/23 kV N°2 18,17 18,17 19,71 3,000 3,000
Capacidad de Burden Conectado
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 92
Año 2017 – Topología 2.2
Se analiza un total de 303 paños conectados a 66 subestaciones en 220 kV. Se presentan
los resultados generales de mayor relevancia, indicando aquellos escenarios de mayor y
menor exigencia para cada uno de los dos (2) criterios definidos para el cálculo de
cortocircuito en la sección 7.8: criterio favorable y criterio normal.
Criterio favorable:
Escenario de mayor exigencia
08: Despacho económico sin ERNC con
interconexión SADI.
Escenario de menor exigencia
12: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
14758%
208%
44
17%
4417%
Límite de Saturación T/C
Criterio Favorable
Año 2017 - Escenario 08
Normal Alerta Crítico S/I
15662%
218%
3112%
4418%
Límite de Saturación T/C
Criterio Favorable
Año 2017 - Escenario 12
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 93
Criterio normal:
Escenario de mayor exigencia
08: Despacho económico sin ERNC con
interconexión SADI.
Escenario de menor exigencia
12: Despacho económico con
generación ERNC fotovoltaica.
No se cuenta con la información de burden nominal y clase de precisión de los
transformadores de corriente en un 17% de los paños en 220 kV (44 paños), los que han
sido designados como S/I. Por otra parte, al año 2017 – Topología 2.1 existen entre 31 y 56
transformadores de corriente que se encuentran en estado crítico, aplicando cortocircuitos
con criterio favorable y normal, siendo el escenario 8 (despacho económico sin ERNC e
interconexión SING-SADI) el de mayor exigencia para tal efecto.
15057%
135%
5621%
4417%
Límite de Saturación T/C
Criterio Normal
Año 2017 - Escenario 08
Normal Alerta Crítico S/I
16162%
218%
3413%
4417%
Límite de Saturación T/C
Criterio Normal
Año 2017 - Escenario 12
Normal Alerta Crítico S/I
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 94
Resultados en instalaciones del STT
A continuación se presentan en detalle los resultados del límite de saturación de los
transformadores de corriente en cada uno de los paños conectados a las subestaciones
troncales, indicando si se encuentran en estado normal, alerta o crítico, y su capacidad
porcentual disponible, en función del escenario operacional y el criterio utilizado en el cálculo
de cortocircuitos: favorable o normal.
Además, se presenta una tabla con el Burden Total Máximo en [VA] de los transformadores
de corriente asociados a cada uno de los paños analizados, en función del escenario
operacional.
Subestación Atacama
Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.2
Nombre del Paño E7 E8 E11 E12 E7 E8 E11 E12
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV - 139,4 - - - 120,8 - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV - 139,4 - - - 120,8 - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 265,3 144,3 268,0 280,1 193,4 120,8 196,8 207,2
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV - 139,4 - - - 120,8 - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 501,1 278,8 513,5 544,5 386,8 241,6 393,5 414,4
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 502,1 279,0 514,5 545,5 386,8 241,6 393,5 414,4
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 265,3 144,3 268,0 280,1 193,4 120,8 196,8 207,2
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 193,4 122,7 196,8 207,2 193,4 120,8 196,8 207,2
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.2
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV - - 1 90% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV - - 1 90% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 1 95% 1 91% 1 95% 1 96%
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV - - 1 90% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 98% 1 96% 1 98% 1 98%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 98% 1 96% 1 98% 1 98%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 1 95% 1 91% 1 95% 1 96%
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 93% 1 89% 1 94% 1 94%
Criterio Favorable
E7 E8 E11 E12
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 95
Se observa que la totalidad de los transformadores de corriente de los paños conectados a
subestación Atacama se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con
holgura suficiente frente a los niveles de cortocircuito esperados al año 2017, considerando
la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones Kapatur y Angamos).
Subestación Encuentro
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.2
Nombre del Paño
Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV - - 1 89% - - - -
Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV - - 1 89% - - - -
Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 1 93% 1 89% 1 94% 1 94%
Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV - - 1 89% - - - -
Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 97% 1 95% 1 97% 1 97%
Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 97% 1 95% 1 97% 1 97%
Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - - - - -
Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 1 93% 1 89% 1 94% 1 94%
Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 93% 1 89% 1 94% 1 94%
Criterio Normal
E7 E8 E11 E12
Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.2
Nombre del Paño E7 E8 E11 E12 E7 E8 E11 E12
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 26,3 23,3 22,8 23,7 17,2 15,7 15,5 16,2
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 23,3 20,9 20,4 21,3 17,2 15,7 15,5 16,2
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3,7 3,3 3,2 3,4 3,4 3,1 3,1 3,2
Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 36,4 34,2 32,6 34,1 34,4 31,4 31,0 32,4
Encuentro 220 kV - J7 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº1 36,4 34,2 32,6 34,1 34,4 31,4 31,0 32,4
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 13,9 12,7 12,5 13,1 13,8 12,6 12,4 13,0
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 13,9 12,7 12,5 13,1 13,8 12,6 12,4 13,0
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 0,9 0,8 0,8 0,8 0,9 0,8 0,8 0,8
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 60,5 55,3 54,5 57,0 60,5 55,3 54,4 57,0
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 18,4 16,8 16,5 17,3 18,4 16,8 16,5 17,3
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 27,5 25,2 24,8 25,9 27,5 25,2 24,8 25,9
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 27,5 25,2 24,8 25,9 27,5 25,2 24,8 25,9
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 25,0 22,7 22,1 23,2 22,9 21,0 20,6 21,6
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 25,0 22,7 22,1 23,2 22,9 21,0 20,6 21,6
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Favorable Criterio Normal
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 96
Es posible notar la existencia de al menos cinco (5) paños con transformadores de corriente
en estado crítico al año 2017 – Topología 2.2, es decir, estarán expuestos a niveles de
cortocircuito tales que provocarán la saturación de dichos equipos:
a) J3 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°2.
b) J4 Línea 1x220 kV Encuentro-El Tesoro.
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.2
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 2 32% 2 22% 2 20% 2 24%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 2 22% 2 11% 3 9% 2 14%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3 -2332% 3 -4479% 3 -6333% 3 -3953%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 1 52% 1 49% 1 46% 1 49%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº1 1 52% 1 49% 1 46% 1 49%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 3 -46% 3 -65% 3 -68% 3 -58%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 3 -46% 3 -65% 3 -68% 3 -58%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 3 -848% 3 -823% 3 -819% 3 -831%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 63% 1 58% 1 57% 1 59%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 3 -12% 3 -25% 3 -28% 3 -21%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 2 26% 2 16% 2 15% 2 20%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 2 26% 2 16% 2 15% 2 20%
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 2 24% 2 14% 2 11% 2 17%
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 2 24% 2 14% 2 11% 2 17%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Favorable
E7 E8 E11 E12
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.2
Nombre del Paño
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 3 -11% 3 -24% 3 -27% 3 -20%
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 3 -11% 3 -24% 3 -27% 3 -20%
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3 -3532% 3 -10960% 3 -16358% 3 -6575%
Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 1 49% 1 44% 1 43% 1 46%
Encuentro 220 kV - J7 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº1 1 49% 1 44% 1 43% 1 46%
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 3 -49% 3 -67% 3 -71% 3 -61%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 3 -49% 3 -67% 3 -71% 3 -61%
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 3 -848% 3 -823% 3 -819% 3 -831%
Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 63% 1 58% 1 57% 1 59%
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 3 -12% 3 -25% 3 -28% 3 -21%
Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 2 26% 2 16% 2 15% 2 20%
Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 2 26% 2 16% 2 15% 2 20%
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 2 15% 3 6% 3 4% 2 9%
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 2 15% 3 6% 3 4% 2 9%
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Normal
E7 E8 E11 E12
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 97
c) J8 Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi Circuito N°1.
d) J9 Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi Circuito N°2.
e) JT1 Transformador 220/23 kV.
f) J11 Línea 1x220 kV Encuentro-MMH.
Además, se advierte la presencia de otros tres (3) transformadores de corriente en estado
crítico si se consideran cortocircuitos bajo un criterio normal:
a) J2 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°1.
b) J14 Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane Circuito N°1.
c) J15 Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane Circuito N°2.
Los paños J14 y J15, asociados a la Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane, poseen
transformadores de corriente con relación de tap igual a 2000-1000/5A. Dado que en el
análisis se ha considerado la condición más desfavorable (1000/5A), se concluye que éstos
deben ser ajustados con una relación 2000/5A. Con ello mejora su índice ALF de servicio
pasando de esta forma a estar en un estado normal.
Subestación Crucero
Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.2
Nombre del Paño E7 E8 E11 E12 E7 E8 E11 E12
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 13,9 12,7 12,5 13,1 13,7 12,5 12,4 12,9
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 29,7 27,1 26,2 27,5 27,4 25,1 24,7 25,9
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 30,5 27,7 26,9 28,4 27,4 25,1 24,7 25,9
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 28,3 25,8 26,0 26,8 27,4 25,1 24,7 25,9
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 30,5 27,7 26,9 28,4 27,4 25,1 24,7 25,9
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 28,4 25,9 26,0 26,9 27,4 25,1 24,7 25,9
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 13,7 12,5 12,4 12,9 13,7 12,5 12,4 12,9
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 13,7 12,5 12,4 12,9 13,7 12,5 12,4 12,9
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 7,3 6,7 6,5 6,8 6,8 6,3 6,2 6,5
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 14,6 13,4 13,0 13,6 13,7 12,5 12,4 12,9
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 28,8 26,2 26,0 27,3 27,4 25,1 24,7 25,9
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 28,8 26,2 25,9 27,2 27,4 25,1 24,7 25,9
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 13,9 12,7 12,5 13,1 13,7 12,5 12,4 12,9
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 29,2 27,4 27,1 28,5 22,8 20,9 20,6 21,6
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 109,4 101,8 100,5 105,6 91,3 83,5 82,4 86,2
Criterio Favorable Criterio Normal
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 98
Es posible notar la existencia de catorce (14) paños con transformadores de corriente en
estado crítico al año 2017 – Topología 2.1, es decir, estarán expuestos a niveles de
cortocircuito tales que provocarán la saturación de dichos equipos:
a) J5 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°1 (Tap Off Nueva Victoria).
b) J6 Línea 1x220 kV Chacaya-Crucero.
c) J6A Línea 1x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°6A.
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.2
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -137% 3 -180% 3 -187% 3 -163%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 2 20% 3 10% 3 6% 2 12%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 2 23% 2 12% 3 9% 2 15%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 2 15% 3 4% 3 5% 2 9%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 2 23% 2 12% 3 9% 2 15%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 2 15% 3 4% 3 5% 2 9%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 3 -147% 3 -191% 3 -199% 3 -174%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 3 -147% 3 -191% 3 -199% 3 -174%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 3 -1324% 3 -2508% 3 -3551% 3 -2229%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 3 -120% 3 -156% 3 -170% 3 -149%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 2 17% 3 6% 3 5% 2 11%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 2 17% 3 6% 3 5% 2 10%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 3 -72% 3 -93% 3 -97% 3 -85%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 2 22% 2 16% 2 15% 2 20%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 79% 1 77% 1 76% 1 78%
Criterio Favorable
E7 E8 E11 E12
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.2
Nombre del Paño
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -145% 3 -188% 3 -196% 3 -171%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 3 -147% 3 -191% 3 -199% 3 -174%
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 3 -147% 3 -191% 3 -199% 3 -174%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 3 -2151% 3 -7132% 3 -10580% 3 -3980%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 3 -147% 3 -191% 3 -199% 3 -174%
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 3 -76% 3 -97% 3 -101% 3 -89%
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 3 -6% 3 -18% 3 -21% 3 -14%
Crucero 220 kV - J16 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 1 73% 1 70% 1 70% 1 71%
Criterio Normal
E7 E8 E11 E12
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 99
d) J6B Línea 1x220 kV Crucero-Salar Circuito N°6B.
e) J7A Línea 1x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°7A.
f) J7B Línea 1x220 kV Crucero-Chuquicamata Circuito N°7B.
g) J8 Línea 1x220 kV Crucero-El Abra.
h) J9 Línea 1x220 kV Crucero-Radomiro Tomic.
i) J10 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2.
j) J11 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1.
k) J12 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°1.
l) J13 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°2.
m) J14 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°2.
n) J15 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°1.
En virtud de lo anterior, se concluye que es necesario reemplazar la mayoría de los
transformadores de corriente existentes en subestación Crucero, a excepción del paño J15
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°2. Además, los paños J12 Línea 2x220 kV
Norgener-Crucero Circuito N°1 y J13 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°2
actualmente están configurados con una relación de T/C igual a 800/5A, sin embargo, dicho
equipo puede ajustarse hasta una corriente primaria de 1200 A, lo que mejora su ALF de
servicio.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 100
Subestación Lagunas
Se detecta un (1) transformador de corriente en estado crítico al año 2017 – Topología 2.1,
es decir, que estará expuesto a un nivel de cortocircuito tal que saturará su medición:
b) JT Transformador de SS/AA 220/23 kV.
Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.2
Nombre del Paño E7 E8 E11 E12 E7 E8 E11 E12
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 19,0 18,5 18,8 19,2 16,1 15,7 15,9 16,3
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 18,9 18,5 18,8 19,1 16,1 15,7 15,9 16,3
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 17,8 17,3 17,6 18,0 16,1 15,7 15,9 16,3
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 17,8 17,4 17,7 18,0 16,1 15,7 15,9 16,3
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 17,9 17,4 17,7 18,1 16,1 15,7 15,9 16,3
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 17,9 17,4 17,7 18,1 16,1 15,7 15,9 16,3
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 16,3 15,8 16,1 16,4 16,1 15,7 15,9 16,3
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.2
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 57% 1 56% 1 57% 1 58%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 57% 1 56% 1 57% 1 58%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 2 14% 2 12% 2 13% 2 15%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 2 15% 2 12% 2 14% 2 16%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 68% 1 67% 1 68% 1 69%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 70% 1 69% 1 69% 1 70%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 53% 1 52% 1 53% 1 54%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 3 -410% 3 -395% 3 -404% 3 -417%
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
E7 E8 E11 E12
Criterio Favorable
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.2
Nombre del Paño
Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 48% 1 46% 1 47% 1 48%
Lagunas 220 kV - J2 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº1 1 48% 1 46% 1 47% 1 48%
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 3 3% 3 0% 3 2% 2 5%
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 3 3% 3 0% 3 2% 2 5%
Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 64% 1 63% 1 64% 1 64%
Lagunas 220 kV - J6 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº2 1 66% 1 65% 1 65% 1 66%
Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 52% 1 51% 1 52% 1 53%
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 3 -410% 3 -395% 3 -404% 3 -417%
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°2 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P
E7 E8 E11 E12
Criterio Normal
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 101
Por otra parte, el resto de los paños que quedan en estado crítico si se consideran
cortocircuitos efectuados con criterio normal, son los siguientes:
c) J3 Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi Circuito N°1.
d) J4 Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi Circuito N°2.
Subestación Tarapacá
Se detecta un (1) transformador de corriente en estado crítico al año 2017 – Topología 2.2,
es decir, que estará expuesto a un nivel de cortocircuito tal que saturará su medición:
a) JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV.
El resto de los transformadores de corriente se encuentra en estado normal, es decir,
cuentan con suficiente holgura al año 2017 – Topología 2.2, a excepción del paño J3 Línea
1x220 kV Tarapacá-Cóndores, cuyo transformador de corriente se encuentra en estado de
alerta para todos los escenarios de operación evaluados.
Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.2
Nombre del Paño E7 E8 E11 E12 E7 E8 E11 E12
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 6,3 6,3 6,2 6,3 6,1 6,0 6,0 6,1
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 97,9 96,0 97,3 98,8 64,9 64,2 64,0 64,6
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 89,9 89,2 88,8 89,4 64,9 64,2 64,0 64,6
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 90,0 89,2 88,8 89,4 64,9 64,2 64,0 64,6
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 20,2 19,9 20,1 20,2 19,5 19,3 19,2 19,4
Criterio Favorable Criterio Normal
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.2
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 3 -696% 3 -739% 3 -756% 3 -722%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 89% 1 88% 1 89% 1 89%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 88% 1 87% 1 87% 1 88%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 88% 1 87% 1 87% 1 88%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 2 39% 2 38% 2 38% 1 39%
E7 E8 E11 E12
Criterio Favorable
Límite de Saturación para T/C - Topología 2.2
Nombre del Paño
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 3 -868% 3 -929% 3 -948% 3 -900%
Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 82% 1 82% 1 82% 1 82%
Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 82% 1 82% 1 82% 1 82%
Tarapacá 220 kV - J2 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº2 1 82% 1 82% 1 82% 1 82%
Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 2 36% 2 35% 2 35% 1 36%
E11 E12E7 E8
Criterio Normal
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 102
Transformadores de corriente del SING en estado crítico al año 2017 considerando
interconexión de las subestaciones Angamos y Kapatur
A continuación se presenta un listado con aquellos transformadores de corriente del SING,
conectados en 220 kV, que operan saturados para el escenario más crítico de la topología
analizada, esto es, Escenario 08 de la Topología 2.2 – Año 2017, con cálculo de
cortocircuitos a través del criterio normal.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 103
Nombre del Paño
Burden máximo
Criterio
Favorable [VA]
Burden máximo
Criterio Normal
[VA]
Burden real
(cable +
prot + int)
[VA]
Estado
Burden
Criterio
Favorable
Estado
Burden
Criterio
Normal
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 17,34 15,69 15,65 2,000 3,000
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 17,37 15,69 15,65 2,000 3,000
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1,96 1,96 6,06 3,000 3,000
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 6,26 6,02 15,53 3,000 3,000
Nva Victoria 220 kV - JT1 Transformador 220/66/23 kV 7,40 7,40 11,32 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 12,72 12,53 24,80 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 27,08 25,05 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 27,66 25,05 25,00 2,000 3,000
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 25,79 25,05 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 27,66 25,05 25,00 2,000 3,000
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 25,87 25,05 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 12,53 12,53 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 12,53 12,53 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 6,73 6,26 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 13,43 12,53 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 26,24 25,05 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 26,24 25,05 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 12,73 12,53 21,80 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 27,39 20,88 23,80 2,000 3,000
SQM El Loa 220 kV - Transformador Soquimich El Loa 220/110/23 kV 9,05 9,05 9,99 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 23,34 15,72 18,81 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 20,86 15,72 18,81 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3,35 3,14 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 12,73 12,58 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 12,73 12,58 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 0,79 0,79 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 16,77 16,77 20,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 22,68 20,96 20,01 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 22,68 20,96 20,01 2,000 3,000
El Tesoro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 4,69 4,69 9,88 3,000 3,000
El Tesoro 220 kV - JT2 Transformador 220/23 kV N°2 4,69 4,69 9,88 3,000 3,000
El Tesoro 220 kV - Línea Encuentro - El Tesoro 15,81 9,38 9,88 1,000 3,000
Fortuna 220 kV - JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 3,56 3,56 12,71 3,000 3,000
Fortuna 220 kV - JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 3,56 3,56 12,71 3,000 3,000
Lomas Bayas 220 kV – J4 Línea Lomas Bayas –- Fortuna 5,80 5,80 9,14 3,000 3,000
Escondida 220 kV - J3 Línea Escondida - Zaldívar 29,80 17,85 18,99 1,000 3,000
Escondida 220 kV - JT5 Transformador N°5 220/69/6.9 kV 8,92 8,92 23,39 3,000 3,000
Escondida 220 kV - JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 8,92 8,92 23,39 3,000 3,000
Angamos 220 kV - J3 Bess 6,23 6,18 7,30 3,000 3,000
Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 11,33 11,22 21,43 3,000 3,000
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 12,96 12,59 15,85 3,000 3,000
Coloso 220 kV - J1 Línea O Higgins - Coloso 20,36 10,18 10,98 1,000 3,000
Coloso 220 kV - JT1 Transformador 220/13.8 kV N°1 15,27 15,27 15,38 3,000 3,000
Coloso 220 kV - JT2 Transformador 220/13.8 kV N°2 15,27 15,27 15,38 3,000 3,000
O Higgins 220 kV - J3 Línea O Higgins - Coloso 10,83 10,83 11,19 3,000 3,000
Mantos Blancos 220 kV - J1 Transformador 220/23 kV 13,77 13,77 18,50 3,000 3,000
Domeyko 220 kV - J1 Línea Domeyko - Planta Óxidos 10,95 10,95 12,90 3,000 3,000
Domeyko 220 kV - J2 Línea O Higgins - Domeyko 12,97 10,95 12,90 3,000 3,000
Molycop 220 kV - Transformador 220/13,8 2,58 2,58 13,25 3,000 3,000
Tap Off Llanos 220 kV - JT Transformador 5,25 5,25 8,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°2 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,85 4,85 10,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°3 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 5,60 5,60 10,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°4 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,87 4,87 10,42 3,000 3,000
Palestina 220 kV - JT Tap Off Palestina 7,89 7,89 10,42 3,000 3,000
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 9,82 9,82 10,42 3,000 3,000
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 9,82 9,82 10,42 3,000 3,000
Capacidad de Burden Conectado
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 104
8.4 CÁLCULO DE LA POTENCIA NATURAL EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
8.4.1 Definición de Potencia Natural de la Línea de Transmisión (SIL).
La potencia natural característica (SIL) de una línea de transmisión, corresponde a la carga
en MW a la cual se produce el balance de potencia reactiva en la línea de transmisión, es
decir, el instante en que la potencia reactiva inductiva de la línea es igual a la potencia
reactiva capacitiva, las cuales están directamente relacionadas con la reactancia y
susceptancia de la línea, respectivamente.
En rigor, una línea de transmisión consta de un extremo emisor y un extremo receptor. La
potencia reactiva entregada por el extremo emisor ( está destinada a cubrir los
requerimientos de potencia reactiva del extremo receptor ( y no los requerimientos de
potencia reactiva inductiva de la línea de transmisión ( , la cual debiese ser cubierta por la
potencia reactiva capacitiva de la línea ( ). Esto se puede observar esquemáticamente en
la siguiente figura, donde se observa la relación:
.
La potencia reactiva capacitiva de la línea depende del cuadrado de la tensión y de la
susceptancia de la línea, de acuerdo a la siguiente relación:
Por otra parte, la potencia reactiva inductiva de la línea depende del cuadrado de la corriente
y de la reactancia de la línea, de acuerdo a la siguiente relación:
Finalmente, a partir de las relaciones anteriores, el SIL de una línea queda en función de la
tensión nominal y la impedancia característica de la línea:
QS
QL QC
QR
Sist. Tx
PS PR
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 105
Donde:
: Tensión nominal expresada en [kV].
: Impedancia característica de la línea expresado en [Ω].
La impedancia característica de la línea es obtenida a partir de la siguiente expresión:
Donde:
: Inductancia de la línea, expresada en [H].
: Capacitancia de la línea, expresada en [F].
8.4.2 Criterio de Análisis.
El efecto capacitivo o inductivo que poseen las lineas de transmisión, como consecuencia de
la susceptancia capacitiva y reactancia inductiva, impacta en la tensión de la barras del
sistema de transmisión, en particular sobre aquellas conectadas a los extremos de la línea.
Si se considera una carga conectada en el extremo receptor con factor de potencia unitario,
se concluye lo siguiente:
Si la carga efectiva de la línea es menor que el SIL, la tensión de la barra en el extremo
receptor tiende a aumentar en relación a la tensión del extremo emisor (efecto
capacitivo).
Si la carga efectiva de la línea es mayor que el SIL, la tensión de la barra en el extremo
receptor tiene a disminuir en relación a la tensión del extremo emisor (efecto inductivo).
Si la carga efectiva de la línea es igual al SIL, la tensión de la barra en el extremo
receptor es igual a la tensión del extremo emisor..
En el presente estudio se determina el efecto capacitivo o inductivo de las líneas de
transmisión en 220 kV que presenten una configuración de dos (2) circuitos paralelos, de
acuerdo al nivel de potencia que transite por ellas. De esta manera, se verifican los efectos
en el nivel de tensión de las barras de conexión. Esto se lleva a cabo para una operación
normal (criterio N) y frente a la salida de uno de los circuitos paralelos (criterio N-1):
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 106
Criterio N
Criterio N-1
Finalmente, el criterio de análisis que permita verificar el comportamiento de la línea de
transmisión como inductor o condensador frente al sistema de transmisión, se presenta en la
Tabla 7.
QS
QL QC
QR
Sist. Tx
PS PR
Q’S
QL QC
QR
Sist. Tx
P’S PR
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 107
Tabla 7. Criterio para evaluar el efecto capacitivo o inductivo de las líneas de
transmisión a través del SIL, considerando criterio N y N-1.
Criterio Descripción Nomenclatura
Se entiende que la línea de transmisión
se comporta como un condensador
(entrega potencia reactiva al sistema) si
la potencia transmitida es igual o inferior
al 90% del valor del SIL.
Se entiende que la línea de transmisión
no entrega ni absorbe potencia reactiva
al sistema si la potencia transmitida se
encuentra en un rango ubicado entre el
90% y el 110% del valor del SIL.
Se entiende que la línea de transmisión
se comporta como un inductor (absorbe
potencia reactiva del sistema) si la
potencia transmitida es igual o superior
al 110% del valor del SIL.
El análisis de los resultados obtenidos para el cálculo del SIL sobre líneas de transmisión en
220 kV se encuentra en el Anexo E.
8.4.3 Análisis del cálculo
A través del cálculo del SIL en cada una de las líneas de transmisión en configuración de
dos (2) circuitos paralelos y de la potencia transmitida por cada una de ellas, se determina si
el enlace entrega o absorbe potencia reactiva al sistema.
Las líneas consideradas en el presente análisis están definidas en la sección 7.6.2.
A continuación se presentan los resultados generales del comportamiento de las líneas de
transmisión como fuente o sumidero de reactivos con el sistema, para una condición de
operación normal (criterio N) y para una condición tras la salida de uno de los circuitos
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 108
paralelos (criterio N-1), utilizando los criterios definidos en la Tabla 7. En este caso se
considera el escenario de mayor exigencia, es decir, aquel que redunda en una mayor
cantidad de líneas de transmisión de doble circuito operando como sumideros de potencia
reactiva, esto es, el escenario de despacho económico sin ERNC.
Año 2015
Se observa que para un escenario de despacho económico sin ERNC con interconexión
SADI, nueve (9) tramos de línea (cercano al 25% del total de líneas analizadas) presentan
un comportamiento como sumidero de reactivos provenientes del resto del sistema en
condición normal de operación, lo cual se incrementa fuertemente operando con criterio N-1
(alcanzando casi un 50% del total de líneas analizadas). Los tramos que presentan un mayor
consumo de reactivos son los siguientes:
a) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°1: Central Tocopilla-El Loa 6A
(20,5 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).
b) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°1: El Loa 6A-Crucero
(3,2 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).
c) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°2: Central Tocopilla-El Loa 7A
(21,5 MVAr absorbidos desde el sistema).
3177%
00%
923%
Cargabilidad Líneas de Transmisión N
Año 2015 - Escenario 02
Aporta Q Mantiene Q Absorbe Q
2152%
00%
1948%
Cargabilidad Líneas de Transmisión N-1
Año 2015 - Escenario 02
Aporta Q Mantiene Q Absorbe Q
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 109
d) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°2: El Loa 7A-Crucero
(2,3 MVAr absorbidos desde el sistema).
Año 2017 – Topología 2.1
Se observa que para un escenario de despacho económico sin ERNC con interconexión
SADI, diez (10) tramos de línea (cercano al 20% del total de líneas analizadas) presentan un
comportamiento como sumidero de reactivos provenientes del resto del sistema en condición
normal de operación, lo cual se incrementa fuertemente operando con criterio N-1
(superando el 50% de las líneas analizadas). Los tramos que presentan un mayor consumo
de reactivos son los siguientes:
a) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°1: Central Tocopilla-El Loa 6A
(15,8 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).
b) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°1: El Loa 6A-Crucero
(2,5 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).
c) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°2: Central Tocopilla-El Loa 7ª
(16,5 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).
d) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°2: El Loa 7A-Crucero
(1,8 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).
4481%
00%
1019%
Cargabilidad Líneas de Transmisión N
Año 2017 - Escenario 02
Aporta Q Mantiene Q Absorbe Q
2648%
00%
2852%
Cargabilidad Líneas de Transmisión N-1
Año 2017 - Escenario 02
Aporta Q Mantiene Q Absorbe Q
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 110
Año 2017 – Topología 2.2
Se observa que para un escenario de despacho económico sin ERNC ni interconexión SADI,
doce (12) tramos de línea (cercano al 20% del total de líneas analizadas) presentan un
comportamiento como sumidero de reactivos provenientes del resto del sistema en condición
normal de operación, lo cual se incrementa fuertemente operando con criterio N-1
(alcanzando casi un 50% de las instalaciones analizadas). Los tramos que presentan un
mayor consumo de reactivos son los siguientes:
a) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°1: Central Tocopilla-El Loa 6A
(16,8 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).
b) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°1: El Loa 6A-Crucero
(2,6 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).
c) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°2: Central Tocopilla-El Loa 7ª
(17,6 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).
d) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°2: El Loa 7A-Crucero
(1,9 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).
4278%
00%
1222%
Cargabilidad Líneas de Transmisión N
Año 2017 - Escenario 07
Aporta Q Mantiene Q Absorbe Q
2852%
00%
2648%
Cargabilidad Líneas de Transmisión N-1
Año 2017 - Escenario 08
Aporta Q Mantiene Q Absorbe Q
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 111
Conclusión
Del análisis de SIL sobre líneas de doble circuito se observa que la Línea 2x220 kV Central
Tocopilla-Crucero absorbe reactivos desde el sistema para todos los escenarios de
operación analizados, alcanzando a absorber entre 36,7 MVAr y 47,5 MVAr, lo que equivale
a un monto promedio de un banco de condensadores (BBCC).
En la Figura 6 se presentan la Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero mencionada, y el
subsistema de transmisión en la cual está conectada. Se observa la existencia de un anillo
en 220 kV y en 110 kV entre las subestaciones Central Tocopilla y Crucero, y entre las
subestaciones Central Tocopilla, Salar/Chuquicamata y Crucero, respectivamente. Lo
anterior es relevante, ya que la existencia de varios transformadores 220/110 kV y del
sistema de transmisión en 110 kV provoca que la potencia reactiva generada por las
unidades generadoras de la subestación Central Tocopilla circule principalmente por dichas
instalaciones y no necesariamente por el sistema de transmisión en 220 kV, razón por la
cual se evidencia un alto consumo de reactivos desde Central Tocopilla y Crucero en
dirección al enlace de ambas subestaciones en 220 kV.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 112
Figura 6. Sistema de transmisión en anillo Tocopilla-Crucero-Chuquicamata-Salar.
Por otra parte, en la Figura 7 y en la Figura 8 se presenta la curva característica de potencia
reactiva en función de la potencia activa circulante en los dos (2) circuitos de la Línea 2x220
kV Tocopilla-Crucero. Al respecto se verifica que frente a transferencias de potencia activa
mayores al SIL, esto es 124 MW, la potencia reactiva consumida por la línea aumenta
proporcionalmente.
Cuando por el circuito N°1 de la Línea 2x220 kV Tocopilla-Crucero circulan alrededor de
230 MW, ésta llega a absorber 20 MVAr aproximadamente, situación que ocurre de forma
similar en el circuito N°2.
Finalmente, se concluye que el anillo Central Tocopilla-Crucero-Chuquicamata/Salar en
220 kV y 110 kV es un sumidero de potencia reactiva, demandada principalmente por líneas
de transmisión operando sobre su SIL, existencia de múltiples transformadores con relación
220 kV a 110 kV y cargas propias en dichas faenas, motivo por el cual se debe monitorear el
Tocopilla 220
U14 U15 TG3 U16
Tocopilla 110
U10 U11 U12 U13 TG1 TG2
Tamaya 110
Salar 110
Km-6 110A 110
Chuquicamata220
Salar 220
Chuquicamata 110
Crucero 220
Tap Off El Loa
Tamaya Diesel
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 113
consumo de potencia reactiva de la zona bajo análisis, la cual podría requerir compensación
reactiva en caso que la subestación Crucero comience a demandar mayor cantidad de
potencia reactiva, como por ejemplo, la operación con CTTAR fuera de servicio, momento en
el cual las redes al norte de subestación Crucero demandan una mayor proporción de
potencia reactiva proveniente de dicha subestación.
Figura 7. Curva característica de potencia activa y reactiva, Línea 2x220 kV Central
Tocopilla-Crucero, circuito N°1.
-35
-30
-25
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
0 50 100 150 200 250 300
Mv
ar
Ab
so
rbid
os
(-)
/In
ye
cta
do
s (
+)
MW Transferidos
Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero circuito N 1
SIL
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 114
Figura 8. Curva característica de potencia activa y reactiva, Línea 2x220 kV Central
Tocopilla-Crucero, circuito N°2.
-35
-30
-25
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
0 50 100 150 200 250 300
Mv
ar
Ab
so
rbid
os
(-)
/In
ye
cta
do
s (
+)
MW Transferidos
Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero circuito N 2
SIL
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 115
9 ESTUDIO DE INTEGRIDAD EN RÉGIMEN DINÁMICO DE LAS INSTALACIONES DEL
SING EN 220 KV
9.1 CÁLCULO DEL TIEMPO MÁXIMO DE DESPEJE DE FALLA (TMDF).
Para el cálculo del TMDF se realiza un análisis en régimen transitorio sobre las variables
eléctricas del sistema de transmisión del SING, tras la ocurrencia de una contingencia de
severidad 4 al 10% y 90% de longitud de las líneas de transmisión en 220 kV que evacúen
directamente potencia desde las centrales generadoras y/o que pertenezcan al STT, las
cuales fueron definidas en la sección 7.6.3.
Por otro lado, dado el requerimiento establecido en el Art. 5-45 de la NT de SyCS, se
considera como caso más severo, un tiempo de operación instantáneo (TOI) equivalente al
máximo establecido por dicho articulo, para instalaciones sobre 200 kV, es decir, de 120 ms.
A su vez, para tiempo de operación en respaldo (TOR), se consideran 480 ms, que
corresponden al retardo más comúnmente utilizado como ajuste para coordinación de
protecciones de respaldo de zona 2 más 80 ms, como tiempo total.
Tanto el TOI como el TOR consideran los retardos empíricos promedios, asociados a la
medición del relé de protección, al aclaramiento de interruptor, y al tiempo asociado al envío
de la señal de desenganche por los circuitos de control respectivos.
Se consideran dos (2) situaciones para el cálculo del TMDF:
Situación N°1: Falla de severidad 4 en líneas sin apertura de interruptores.
La contingencia no es despejada, y se mantiene en la línea hasta el momento en el cual una
primera unidad generadora despachada pierda el sincronismo.
De esta forma, se determinan aquellas líneas que posean tiempos de despeje de falla
críticos.
Situación N°2: Falla de severidad 4 en líneas con apertura del interruptor cercano a la
falla.
La contingencia es despejada en tiempo TOI mediante la apertura del interruptor de poder
ubicado en el extremo que se encuentra al 10% del cortocircuito, sin embargo, la falla
continua alimentada desde el extremo opuesto de la línea hasta el momento en el cual una
primera unidad generadora despachada pierda el sincronismo.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 116
De esta forma, se determinan aquellas líneas que requieran de un sistema de teleprotección
que cumpla con los más altos estándares de calidad, garantizando la apertura de ambos
extremos tras la ocurrencia de una falla interna.
9.1.1 Procedimiento de cálculo
El cálculo del TMDF en líneas de transmisión se lleva a cabo a través de un proceso iterativo
que considera el desarrollo de los siguientes puntos en forma secuencial:
1. Determinar la línea de transmisión en 220 kV sobre la cual se determina el TMDF.
2. Aplicar una contingencia de severidad 4 sobre la línea determinada en el punto 1, al
10% y al 90% de su longitud, respectivamente.
3. Abrir el interruptor asociado al paño de línea más cercano al punto de falla, es decir,
ubicado al 10% de la longitud de la línea analizada, en tiempo TOI. Este punto sólo
aplica para la Situación N°2.
4. Obtener el tiempo “T” que transcurre desde que se aplica la contingencia de
severidad 4 en la línea hasta que se verifica la primera pérdida de sincronismo de
alguna unidad generadora. Se debe verificar que la primera unidad que pierde
sincronismo se encuentre despachada de acuerdo a su potencia máxima de
generación, en caso contrario, se debe corregir su generación.
5. Se define el tiempo de aclaramiento o despeje de la falla como el tiempo “T”
obtenido en el punto 4.
6. Comienza el proceso iterativo. Se realiza nuevamente una simulación dinámica,
aplicando una contingencia de severidad 4 sobre la línea determinada en el punto 1
con un tiempo de aclaramiento igual al definido en el punto 5, menos 10 [ms].
7. Se verifica si la unidad generadora sigue perdiendo el sincronismo: en caso positivo,
se reduce el tiempo de aclaramiento en 10 [ms] y se vuelve a simular, y en caso
negativo, se define el TMDF como el tiempo de aclaramiento simulado en este
punto, más 10 [ms].
En la Figura 6 se presenta la representación gráfica del proceso interativo para el cálculo del
TMDF descrito.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 117
Figura 9. Proceso de cálculo del TMDF.
Selección de LT para el cálculo de la contingencia severidad 4.
Contingencia severidad 4, al 10% ó 90% de la impedancia de la
línea.
Pérdida de sincronismo de la unidad generadora a los “T”
segundos. Se define Tiempo de aclaramiento de la falla Taf=T.
¿La unidades continuan perdiendo sincronismo?
Tiempo de aclaramiento de la falla Taf=Taf-0.01s
Sí
No
Tiempo máximo de despeje de falla en el cual se verifica la pérdida de sincronismo = Taf+0.01
Simular contingencia severidad 4 , con aclaramiento de la falla
a los Taf segundos.
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 118
Se calcula la relación entre el tiempo efectivo de pérdida de sincronismo sin la operación de
protecciones sobre la línea fallada, y el TMDF de la Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro y la
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas para el año 2015. Con ello se define una constante que
permite obtener los TMDF de las líneas analizadas, conociendo solamente el tiempo que
demora una unidad en perder el sincronismo si las protecciones asociadas a la línea fallada
no operan.
9.1.2 Análisis del cálculo
Topología 1 – Año 2015
Obtención del factor de relación entre pérdida de sincronismo y TMDF
Se ha calculado en primera instancia el TMDF frente a la ocurrencia de una contingencia de
severidad 4 en las siguientes líneas de transmisión, pertenecientes al STT y que además
evacúan potencia desde centrales generadoras: Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro y Línea
2x220 kV Tarapacá-Lagunas.
Para ello, se han considerado los siguientes escenarios 1, 5 y 6 de la Topología 1 (ver
sección 7.4), cuyos resultados se presentan a continuación.
Escenario 1
Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, contingencia al 10% del extremo Atacama:
Posee un TMDF de 1,30 [s].
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 119
Figura 10. Contingencia en un circuito de la Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, al
10% de subestación Atacama, sin despeje de falla por protecciones.
Figura 11. Contingencia en un circuito de la Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, al
10% de subestación Atacama, con despeje a los 1,29 [s].
4,9963,7972,5981,3990,199-1,000 [s]
300,00
200,00
100,00
0,00
-100,00
-200,00
ANG 1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
ANG 2: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
CTA: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
CTH: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw CT CTTAR: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw EA U16: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw ED CTM3-TG: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw ED CTM3-TV: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TG1A: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TG1B: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TG2A: c:f irel
rw GA TG2B: c:f irel
rw GA TV1C: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TV2C: c:f irel
rw NG NTO1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw NG NTO2: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw EA U12: c:f irel
xrw EA U13: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw EA U14: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw EA U15: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw ED CTM1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw ED CTM2: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
Tamaya 1-10: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
1.616 s179.494 deg
03 Angulos
Date: 8/13/2014
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
4,9963,7972,5981,3990,199-1,000 [s]
300,00
200,00
100,00
0,00
-100,00
-200,00
ANG 1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
ANG 2: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
CTA: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
CTH: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw CT CTTAR: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw EA U16: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw ED CTM3-TG: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw ED CTM3-TV: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TG1A: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TG1B: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TG2A: c:f irel
rw GA TG2B: c:f irel
rw GA TV1C: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TV2C: c:f irel
rw NG NTO1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw NG NTO2: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw EA U12: c:f irel
xrw EA U13: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw EA U14: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw EA U15: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw ED CTM1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw ED CTM2: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
Tamaya 1-10: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
1.606 s133.986 deg
X = 1,290 s
03 Angulos
Date: 8/13/2014
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 120
Figura 12. Contingencia en un circuito de la Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, al
10% de subestación Atacama, con despeje a los 1,30 [s].
Las formas de onda de los ángulos rotóricos para el resto de las contingencias se presentan
en el Anexo F.
Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, contingencia al 10% del extremo Encuentro:
Posee un TMDF de 1,00 [s].
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas, contingencia al 10% del extremo Tarapacá:
Posee un TMDF de 0,34 [s].
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas, contingencia al 10% del extremo Lagunas:
Posee un TMDF de 0,39 [s].
Escenario 5
Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, contingencia al 10% del extremo Atacama:
Ninguna unidad generadora pierde sincronismo.
Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, contingencia al 10% del extremo Encuentro:
Posee un TMDF de 1,30 [s].
4,9963,7972,5981,3990,199-1,000 [s]
300,00
200,00
100,00
0,00
-100,00
-200,00
ANG 1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
ANG 2: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
CTA: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
CTH: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw CT CTTAR: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw EA U16: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw ED CTM3-TG: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw ED CTM3-TV: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TG1A: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TG1B: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TG2A: c:f irel
rw GA TG2B: c:f irel
rw GA TV1C: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw GA TV2C: c:f irel
rw NG NTO1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
rw NG NTO2: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw EA U12: c:f irel
xrw EA U13: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw EA U14: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw EA U15: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw ED CTM1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
xrw ED CTM2: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
Tamaya 1-10: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
X = 1,300 s
2.126 s179.107 deg
03 Angulos
Date: 8/13/2014
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 121
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas, contingencia al 10% del extremo Tarapacá:
Posee un TMDF de 0,39 [s].
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas, contingencia al 10% del extremo Lagunas:
Posee un TMDF de 0,47 [s].
Escenario 6
Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, contingencia al 10% del extremo Atacama:
Ninguna unidad generadora pierde sincronismo.
Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, contingencia al 10% del extremo Encuentro:
Posee un TMDF de 2,09 [s].
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas, contingencia al 10% del extremo Tarapacá:
Posee un TMDF de 0,37 [s].
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas, contingencia al 10% del extremo Lagunas:
Posee un TMDF de 0,45 [s].
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 122
En la Tabla 8 se presenta un resumen de los resultados obtenidos para obtener el factor de relación entre el tiempo de pérdida de
sincronismo de la primera unidad y el TMDF.
Se destacan aquellos TMDF inferiores al TOR, definido al inicio del presente Capítulo.
Tabla 8. Obtención de factor pérdida de sincronismo / TMDF – Cálculo del TMDF.
Finalmente, a partir de los datos presentados en la Tabla 8 se calcula un factor que relaciona el TMDF en función del tiempo de pérdida de
sincronismo, el cual es obtenido como el promedio aritmético del cuociente entre el tiempo de pérdida de sincronismo de la primera unidad
y el TMDF para cada uno de los resultados expuestos, cuyo resultado es igual a 61,3%. Este valor es considerado en el resto de las
simulaciones del TMDF, es decir, a partir del tiempo de pérdida de sincronismo de la primera unidad generadora multiplicado por el factor
0,613, se obtiene el TMDF.
Pérdida de
sincronismoTMDF
10% SE Atacama 1,616 1,300 TV1C
10% SE Encuentro 1,348 1,000 CTTAR
10% SE Tarapacá 0,691 0,340 CTTAR
10% SE Lagunas 0,739 0,390 CTTAR
10% SE Atacama - - -
10% SE Encuentro 3,073 1,300 U15
10% SE Tarapacá 0,708 0,390 CTTAR
10% SE Lagunas 0,783 0,470 CTTAR
10% SE Atacama - - -
10% SE Encuentro 2,454 2,090 CTTAR
10% SE Tarapacá 0,684 0,370 CTTAR
10% SE Lagunas 0,756 0,450 CTTAR
Atacama-Encuentro C1
Atacama-Encuentro C1
Atacama-Encuentro C1
Tarapacá-Lagunas C1
Tarapacá-Lagunas C1
Tarapacá-Lagunas C1
44
-70
-70
2
35
60
0
0
140
140
140
0
300
379
Flujo
Tarapacá-
Lagunas C1
[MVA]
Líneas con contingencia
de severidad 4
Ubicación de la
contingencia de
severidad 4
Unidad que
pierde
sincronismo
Tiempos de operación [s]
2015
1
5
6
310
Año Escenario
Generación
GasAtacam
a [MW]
Generación
Tarapacá
[MW]
Generación
ERNC [MW]
Flujo
Atacama-
Encuentro C1
[MVA]
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 123
Además, en la Tabla 8 se observa que los menores TMDF ocurren para los escenarios que
consideran un despacho generador convencional mayor (sin generación ERNC), motivo por
el cual los resultados del cálculo de TMDF que se realizan a continuación consideran un
escenario de despacho económico sin generación ERNC al ser el caso más severo.
Resumen de resultados
En la Tabla 9 y en la Tabla 10 se presentan las siguientes variables en función de la línea
sobre la cual se realiza la contingencia de severidad 4, la ubicación de ésta y si considera o
no la apertura del interruptor cercano a la falla, considerando un escenario de despacho
económico sin ERNC ni interconexión SADI:
Tiempo que transcurre entre la aplicación de la contingencia y la pérdida de
sincronismo de la primera unidad generadora de potencia relevante en el sistema.
TMDF calculado mediante el uso del factor de relación entre el tiempo de pérdida de
sincronismo y el TMDF, definido en el punto anterior.
Primera unidad de potencia relevante que pierde sincronismo.
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 124
Tabla 9. Resumen de resultados 1 del cálculo del TMDF – Topología 1 y Escenario 01.
N° Línea Ubicación falla Tipo de apertura Pérd. sinc. [s] TMDF [s] Unidad
1 Norgener-Crucero 1 Extremo Norgener Sin apertura 0,623 0,382 NTO1
2 Norgener-Crucero 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,783 0,480 NTO1
3 Norgener-Crucero 1 Extremo Norgener Extremo fallado - - -
4 Norgener-Crucero 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -
5 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Tocopilla Sin apertura 1,756 1,076 CTTAR
6 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Crucero Sin apertura 1,380 0,846 CTTAR
7 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Tocopilla Extremo fallado - - -
8 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -
9 Atacama-Domeyko 1 Extremo Atacama Sin apertura - - -
10 Atacama-Domeyko 1 Extremo Domeyko Sin apertura - - -
11 Atacama-Domeyko 1 Extremo Atacama Extremo fallado - - -
12 Atacama-Domeyko 1 Extremo Domeyko Extremo fallado - - -
13 Atacama-Esmeralda Extremo Atacama Sin apertura 1,462 0,896 TV1C
14 Atacama-Esmeralda Extremo Esmeralda Sin apertura - - -
15 Atacama-Esmeralda Extremo Atacama Extremo fallado - - -
16 Atacama-Esmeralda Extremo Esmeralda Extremo fallado - - -
17 Chacaya-Crucero Extremo Chacaya Sin apertura 1,974 1,210 CTM2
18 Chacaya-Crucero Extremo Crucero Sin apertura 1,513 0,927 CTTAR
19 Chacaya-Crucero Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
20 Chacaya-Crucero Extremo Crucero Extremo fallado - - -
21 Chacaya-El Cobre Extremo Chacaya Sin apertura 1,184 0,726 CTM3-TV
22 Chacaya-El Cobre Extremo El Cobre Sin apertura - - -
23 Chacaya-El Cobre Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
24 Chacaya-El Cobre Extremo El Cobre Extremo fallado - - -
25 Chacaya-Mejillones Extremo Chacaya Sin apertura 0,677 0,415 CTM3-TV
26 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Sin apertura 0,717 0,440 CTM3-TV
27 Chacaya-Mejillones Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
28 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Extremo fallado 0,693 0,425 CTM3-TV
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 125
Tabla 10. Resumen de resultados 2 del cálculo del TMDF – Topología 1 y Escenario 01.
Aquellos TMDF inferiores al TOR ms se destacan en color rojo, pues en general son
inferiores a los tiempos de actuación de gran parte de las protecciones de respaldo más
rápidas, es decir, a la Zona 2 de las protecciones de distancia que están ajustadas
mayoritariamente en 400 ms.
A continuación se realiza un resumen de los resultados relevantes al 2015:
Línea 2x220 kV Norgener-Crucero: Se requiere que cuente con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues
posee un TMDF inferior al TOR. El sistema de teleprotecciones debe dar
N° Línea Ubicación falla Tipo de apertura Pérd. sinc. [s] TMDF [s] Unidad
29 Chacaya-Molycop Extremo Chacaya Sin apertura 0,675 0,414 CTM3-TV
30 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Sin apertura 0,705 0,432 CTM3-TV
31 Chacaya-Molycop Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
32 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Extremo fallado 0,705 0,432 CTM3-TV
33 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Chacaya Sin apertura 0,912 0,559 CTM3-TV
34 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Mantos Blancos Sin apertura - - -
35 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
36 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Mantos Blancos Extremo fallado - - -
37 Angamos-Laberinto 1 Extremo Angamos Sin apertura 0,853 0,523 ANG2
38 Angamos-Laberinto 1 Extremo Laberinto Sin apertura - - -
39 Angamos-Laberinto 1 Extremo Angamos Extremo fallado - - -
40 Angamos-Laberinto 1 Extremo Laberinto Extremo fallado - - -
41 Tarapacá-Cóndores Extremo Tarapacá Sin apertura 0,721 0,442 CTTAR
42 Tarapacá-Cóndores Extremo Cóndores Sin apertura 1,108 0,679 CTTAR
43 Tarapacá-Cóndores Extremo Tarapacá Extremo fallado - - -
44 Tarapacá-Cóndores Extremo Cóndores Extremo fallado - - -
45 Atacama-Encuentro 1 Extremo Atacama Sin apertura 1,617 0,991 TV1C
46 Atacama-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 1,348 0,826 CTTAR
47 Atacama-Encuentro 1 Extremo Atacama Extremo fallado - - -
48 Atacama-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado - - -
49 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,595 0,365 NTO1
50 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 0,609 0,373 NTO1
51 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Extremo fallado 0,662 0,406 NTO1
52 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado 0,627 0,384 NTO1
53 Crucero-Lagunas 1 Extremo Crucero Sin apertura 1,211 0,742 CTTAR
54 Crucero-Lagunas 1 Extremo Lagunas Sin apertura 0,831 0,509 CTTAR
55 Crucero-Lagunas 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -
56 Crucero-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado - - -
57 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Tarapacá Sin apertura 0,691 0,424 CTTAR
58 Tarapacá-Lagunas 1 Extermo Lagunas Sin apertura 0,739 0,453 CTTAR
59 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Tarapacá Extremo fallado 1,079 0,661 CTTAR
60 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado 0,921 0,565 CTTAR
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 126
cumplimiento al Art. 3-23 de la NT de SyCS, es decir, contar con una disponibilidad
del 99,95%.
Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones: Se requiere que cuente con un doble sistema
de comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente,
pues posee un TMDF inferior al TOR. Además, se requiere que el sistema de
teleprotecciones sean diseñado de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60834-12,
y cuente con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla
debe operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades
generadoras.
Línea 1x220 kV Chacaya-Molycop: Se requiere que cuente con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues
posee un TMDF inferior al TOR. Además, se requiere que el sistema de
teleprotecciones sean diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60834-1,
y cuente con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla
debe operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades
generadoras.
Línea 2x220 kV Tarapacá-Cóndores: Se requiere que cuente con un doble sistema
de comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente,
pues posee un TMDF inferior al TOR. El sistema de teleprotecciones debe dar
cumplimiento al Art. 3-23 de la NT de SyCS, es decir, contar con una disponibilidad
del 99,95%.
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro: Se requiere que cuente con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues
posee un TMDF inferior al TOR. Además, se requiere que el sistema de
teleprotecciones sean diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60834-1,
y cuente con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla
debe operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades
generadoras.
2 Revisar Guía Técnica: “Criterios de coordinación y ajuste de protecciones para
instalaciones sobre 200 kV”, disponible en el sitio web del CDEC-SING, sección Normativa /
Guías Técnicas CDEC-SING
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 127
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas: Se requiere que cuente con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues
posee un TMDF inferior al TOR. El sistema de teleprotecciones debe dar
cumplimiento al Art. 3-23 de la NT de SyCS, es decir, contar con una disponibilidad
del 99,95%.
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 128
Topología 2.1 – Año 2017
Resumen de resultados
En la Tabla 11 y en la Tabla 12 se presenta el resumen de resultados asociado al cálculo del
TMDF para la Topología 2.1 de operación, considerando un escenario de despacho
económico sin ERNC ni interconexión con SADI.
Tabla 11. Resumen de resultados 1 del cálculo del TMDF – Topología 2.1 y Escenario 01.
N° Línea Ubicación falla Tipo de apertura Pérd. sinc. [s] TMDF [s] Unidad
1 Norgener-Crucero 1 Extremo Norgener Sin apertura 0,599 0,367 U13
2 Norgener-Crucero 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,753 0,462 U13
3 Norgener-Crucero 1 Extremo Norgener Extremo fallado - - -
4 Norgener-Crucero 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -
5 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Tocopilla Sin apertura - - -
6 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Crucero Sin apertura 1,367 0,838 CTTAR
7 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Tocopilla Extremo fallado - - -
8 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -
9 Atacama-Domeyko 1 Extremo Atacama Sin apertura - - -
10 Atacama-Domeyko 1 Extremo Domeyko Sin apertura - - -
11 Atacama-Domeyko 1 Extremo Atacama Extremo fallado - - -
12 Atacama-Domeyko 1 Extremo Domeyko Extremo fallado - - -
13 Atacama-Esmeralda Extremo Atacama Sin apertura - - -
14 Atacama-Esmeralda Extremo Esmeralda Sin apertura - - -
15 Atacama-Esmeralda Extremo Atacama Extremo fallado - - -
16 Atacama-Esmeralda Extremo Esmeralda Extremo fallado - - -
17 Chacaya-Crucero Extremo Chacaya Sin apertura - - -
18 Chacaya-Crucero Extremo Crucero Sin apertura 1,829 1,121 CTTAR
19 Chacaya-Crucero Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
20 Chacaya-Crucero Extremo Crucero Extremo fallado - - -
21 Chacaya-El Cobre Extremo Chacaya Sin apertura - - -
22 Chacaya-El Cobre Extremo El Cobre Sin apertura - - -
23 Chacaya-El Cobre Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
24 Chacaya-El Cobre Extremo El Cobre Extremo fallado - - -
25 Chacaya-Mejillones Extremo Chacaya Sin apertura 0,879 0,539 CTM1
26 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Sin apertura 1,002 0,614 CTM1
27 Chacaya-Mejillones Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
28 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Extremo fallado 1,015 0,622 CTM1
29 Chacaya-Molycop Extremo Chacaya Sin apertura 0,874 0,536 CTM1
30 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Sin apertura 0,973 0,596 CTM1
31 Chacaya-Molycop Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
32 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Extremo fallado 0,973 0,596 CTM1
33 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Chacaya Sin apertura - - -
34 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Mantos Blancos Sin apertura - - -
35 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
36 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Mantos Blancos Extremo fallado - - -
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 129
Tabla 12. Resumen de resultados 2 del cálculo del TMDF – Topología 2.1 y Escenario 01.
N° Línea Ubicación falla Tipo de apertura Pérd. sinc. [s] TMDF [s] Unidad
37 Tarapacá-Cóndores Extremo Tarapacá Sin apertura 0,784 0,481 CTTAR
38 Tarapacá-Cóndores Extremo Cóndores Sin apertura 1,449 0,888 Cavancha
39 Tarapacá-Cóndores Extremo Tarapacá Extremo fallado - - -
40 Tarapacá-Cóndores Extremo Cóndores Extremo fallado - - -
41 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,478 0,293 U14
42 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 0,477 0,292 U14
43 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Extremo fallado 0,475 0,291 U14
44 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado 0,480 0,294 U14
45 Crucero-Lagunas 1 Extremo Crucero Sin apertura 1,516 0,929 CTTAR
46 Crucero-Lagunas 1 Extremo Lagunas Sin apertura 0,994 0,609 CTTAR
47 Crucero-Lagunas 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -
48 Crucero-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado - - -
49 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Tarapacá Sin apertura 0,743 0,455 CTTAR
50 Tarapacá-Lagunas 1 Extermo Lagunas Sin apertura 0,807 0,495 CTTAR
51 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Tarapacá Extremo fallado 2,490 1,526 CTTAR
52 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado 1,099 0,674 CTTAR
53 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kelar Sin apertura 1,699 1,041 TV1C
54 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kapatur Sin apertura 1,182 0,725 CTM1
55 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kelar Extremo fallado - - -
56 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kapatur Extremo fallado - - -
57 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Cochrane Sin apertura 0,732 0,449 Cochrane 1
58 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 1,393 0,854 CTTAR
59 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Cochrane Extremo fallado - - -
60 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado - - -
61 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Encuentro Sin apertura 1,494 0,916 CTTAR
62 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Lagunas Sin apertura 1,024 0,628 CTTAR
63 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Encuentro Extremo fallado - - -
64 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado - - -
65 Atacama-Kapatur 1 Extremo Atacama Sin apertura 2,439 1,495 Kelar TV1C
66 Atacama-Kapatur 1 Extremo Kapatur Sin apertura 1,173 0,719 CTM1
67 Atacama-Kapatur 1 Extremo Atacama Extremo fallado - - -
68 Atacama-Kapatur 1 Extremo Kapatur Extremo fallado - - -
69 Angamos-Laberinto 1 Extremo Angamos Sin apertura 0,795 0,487 ANG2
70 Angamos-Laberinto 1 Extremo Laberinto Sin apertura - - -
71 Angamos-Laberinto 1 Extremo Angamos Extremo fallado - - -
72 Angamos-Laberinto 1 Extremo Laberinto Extremo fallado - - -
73 Chacaya-Kapatur 1 Extremo Chacaya Sin apertura 0,930 0,570 CTM1
74 Chacaya-Kapatur 1 Extremo Kapatur Sin apertura 1,072 0,657 CTM1
75 Chacaya-Kapatur 1 Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
76 Chacaya-Kapatur 1 Extremo Kapatur Extremo fallado - - -
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 130
A continuación se realiza un resumen de los resultados relevantes al 2017, considerando la
interconexión de las subestaciones Chacaya, Kapatur y Atacama:
Línea 2x220 kV Norgener-Crucero: Se requiere que cuente con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues
posee un TMDF inferior al TOR. El sistema de teleprotecciones debe dar
cumplimiento al Art. 3-23 de la NT de SyCS, es decir, contar con una disponibilidad
del 99,95%.
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro: Se requiere que cuente con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues
posee un TMDF inferior al TOR. Además, se requiere que el sistema de
teleprotecciones sean diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60834-1,
y cuente con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla
debe operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades
generadoras.
Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro: Se requiere que cuente con un doble sistema
de comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente,
pues posee un TMDF inferior al TOR. El sistema de teleprotecciones debe dar
cumplimiento al Art. 3-23 de la NT de SyCS, es decir, contar con una disponibilidad
del 99,95%.
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 131
Topología 2.2 – Año 2017
Resumen de resultados
En la Tabla 13 y en la Tabla 14 se presenta el resumen de resultados asociado al cálculo del
TMDF para la Topología 2.1 de operación, considerando un escenario de despacho
económico sin ERNC ni interconexión con SADI.
Tabla 13. Resumen de resultados 1 del cálculo del TMDF – Topología 2.2 y Escenario 07.
N° Línea Ubicación falla Tipo de apertura Pérd. sinc. [s] TMDF [s] Unidad
1 Norgener-Crucero 1 Extremo Norgener Sin apertura 0,631 0,387 U12
2 Norgener-Crucero 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,785 0,481 NTO1
3 Norgener-Crucero 1 Extremo Norgener Extremo fallado - - -
4 Norgener-Crucero 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -
5 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Tocopilla Sin apertura - - -
6 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,485 0,297 CTTAR
7 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Tocopilla Extremo fallado - - -
8 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -
9 Atacama-Domeyko 1 Extremo Atacama Sin apertura - - -
10 Atacama-Domeyko 1 Extremo Domeyko Sin apertura - - -
11 Atacama-Domeyko 1 Extremo Atacama Extremo fallado - - -
12 Atacama-Domeyko 1 Extremo Domeyko Extremo fallado - - -
13 Atacama-Esmeralda Extremo Atacama Sin apertura - - -
14 Atacama-Esmeralda Extremo Esmeralda Sin apertura - - -
15 Atacama-Esmeralda Extremo Atacama Extremo fallado - - -
16 Atacama-Esmeralda Extremo Esmeralda Extremo fallado - - -
17 Chacaya-Crucero Extremo Chacaya Sin apertura - - -
18 Chacaya-Crucero Extremo Crucero Sin apertura 1,672 1,025 CTTAR
19 Chacaya-Crucero Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
20 Chacaya-Crucero Extremo Crucero Extremo fallado - - -
21 Chacaya-El Cobre Extremo Chacaya Sin apertura - - -
22 Chacaya-El Cobre Extremo El Cobre Sin apertura - - -
23 Chacaya-El Cobre Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
24 Chacaya-El Cobre Extremo El Cobre Extremo fallado - - -
25 Chacaya-Mejillones Extremo Chacaya Sin apertura 0,746 0,457 CTA
26 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Sin apertura 0,791 0,485 CTA
27 Chacaya-Mejillones Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
28 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Extremo fallado 0,716 0,439 CTA
29 Chacaya-Molycop Extremo Chacaya Sin apertura 0,741 0,454 CTA
30 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Sin apertura 0,781 0,479 CTA
31 Chacaya-Molycop Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
32 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Extremo fallado 0,781 0,479 CTA
33 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Chacaya Sin apertura 1,216 0,745 CTM2
34 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Mantos Blancos Sin apertura - - -
35 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Chacaya Extremo fallado - - -
36 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Mantos Blancos Extremo fallado - - -
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 132
Tabla 14. Resumen de resultados 2 del cálculo del TMDF – Topología 2.2 y Escenario 07.
N° Línea Ubicación falla Tipo de apertura Pérd. sinc. [s] TMDF [s] Unidad
37 Tarapacá-Cóndores Extremo Tarapacá Sin apertura 0,781 0,479 CTTAR
38 Tarapacá-Cóndores Extremo Cóndores Sin apertura 1,421 0,871 Cavancha
39 Tarapacá-Cóndores Extremo Tarapacá Extremo fallado - - -
40 Tarapacá-Cóndores Extremo Cóndores Extremo fallado - - -
41 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,481 0,295 U14
42 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 0,481 0,295 U14
43 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Extremo fallado 0,482 0,295 U14
44 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado 0,478 0,293 U14
45 Crucero-Lagunas 1 Extremo Crucero Sin apertura 1,460 0,895 CTTAR
46 Crucero-Lagunas 1 Extremo Lagunas Sin apertura 0,991 0,607 CTTAR
47 Crucero-Lagunas 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -
48 Crucero-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado - - -
49 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Tarapacá Sin apertura 0,741 0,454 CTTAR
50 Tarapacá-Lagunas 1 Extermo Lagunas Sin apertura 0,811 0,497 CTTAR
51 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Tarapacá Extremo fallado 2,431 1,490 CTTAR
52 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado 1,101 0,675 CTTAR
53 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kelar Sin apertura 0,864 0,530 ANG2
54 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kapatur Sin apertura 0,814 0,499 ANG2
55 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kelar Extremo fallado - - -
56 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kapatur Extremo fallado 2,425 1,487 Kelar TV1C
57 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Cochrane Sin apertura 0,724 0,444 Cochrane 1
58 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 1,343 0,823 CTTAR
59 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Cochrane Extremo fallado - - -
60 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado - - -
61 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Encuentro Sin apertura 1,443 0,885 CTTAR
62 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Lagunas Sin apertura 1,021 0,626 CTTAR
63 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Encuentro Extremo fallado - - -
64 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado - - -
65 Angamos-Kapatur 1 Extremo Angamos Sin apertura 0,744 0,456 ANG2
66 Angamos-Kapatur 1 Extremo Kapatur Sin apertura 0,789 0,484 ANG2
67 Angamos-Kapatur 1 Extremo Angamos Extremo fallado 1,509 0,925 ANG1
68 Angamos-Kapatur 1 Extremo Kapatur Extremo fallado 1,239 0,760 ANG2
69 Atacama-Miraje 1 Extremo Atacama Sin apertura - - -
70 Atacama-Miraje 1 Extremo Miraje Sin apertura 2,123 1,301 CTTAR
71 Atacama-Miraje 1 Extremo Atacama Extremo fallado - - -
72 Atacama-Miraje 1 Extremo Miraje Extremo fallado - - -
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 133
A continuación se realiza un resumen de los resultados relevantes al 2017, considerando la
interconexión de las subestaciones Chacaya, Kapatur y Atacama:
Línea 2x220 kV Norgener-Crucero: Se requiere que cuente con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues
posee un TMDF inferior al TOR. El sistema de teleprotecciones debe dar
cumplimiento al Art. 3-23 de la NT de SyCS, es decir, contar con una disponibilidad
del 99,95%.
Línea 2x220 kV Tocopilla-Crucero: Se requiere que cuente con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues
posee un TMDF inferior al TOR. El sistema de teleprotecciones debe dar
cumplimiento al Art. 3-23 de la NT de SyCS, es decir, contar con una disponibilidad
del 99,95%.
Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones: Se requiere que cuente con un doble sistema
de comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente,
pues posee un TMDF inferior al TOR. Además, se requiere que el sistema de
teleprotecciones sean diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60834-1,
y cuente con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla
debe operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades
generadoras.
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro: Se requiere que cuente con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues
posee un TMDF inferior al TOR. Además, se requiere que el sistema de
teleprotecciones sean diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60834-1,
y cuente con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla
debe operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades
generadoras.
Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro: Se requiere que cuente con un doble sistema
de comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente,
pues posee un TMDF inferior al TOR. Además, se requiere que el sistema de
teleprotecciones sean diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60834-1,
y cuente con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla
debe operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades
generadoras.
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 134
9.2 ANÁLISIS DE CONTINGENCIA DE SEVERIDAD 9.
Este análisis tiene por objeto analizar el comportamiento del sistema eléctrico tras la
ocurrencia de una contingencia de severidad 9, verificando a su vez el cumplimiento del Art.
3-24 de la NT de SyCS, es decir, comprobar que dicha contingencia no se propague al resto
del sistema si se utilizan los Recursos Generales de Control de Contingencias. Bajo este
contexto, a través de simulaciones dinámicas se realizan contingencias de severidad 9 sobre
todas las secciones de barra de subestaciones que pertenezcan al STT y adicionales de
interés, con su posterior despeje, considerando los siguientes puntos:
La protección diferencial de barra (87B) despeja la falla, aislando la sección de barra
sobre la cual se realizó la contingencia de severidad 9, considerando un tiempo de
despeje instantáneo severo TOI definido al inicio del Capítulo 9.
Una vez despejada la falla a través de la 87B, se envía una señal de Transferencia de
Desenganche Directo (TDD) a los interruptores de los extremos remotos de los paños de
líneas incidentes a la sección de barra aislada.
Se verifica que la recuperación dinámica del sistema, una vez despejada la falla, cumpla
con los estándares definidos en la NT de SyCS, resumidos en la sección 7.9 del presente
documento, utilizando solamente los Recursos Generales de Control de Contingencias,
es decir, sin considerar los Recursos Adicionales de Control de Contingencias.
El detalle de los resultados obtenidos se encuentran en el Anexo F.
Se analiza el comportamiento del sistema tras la ocurrencia de una falla de severidad 9 en
cada una de las nueve (9) barras de subestaciones pertenecientes al STT y adicionales de
interés, éstas son:
Barras pertenecientes al STT actual:
Subestación Atacama: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Encuentro: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Crucero: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Lagunas: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Tarapacá: Barra Principal 1.
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 135
Barras adicionales de interés:
Subestación Pozo Almonte: Barra Principal 1.
Subestación Domeyko: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Escondida: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Sulfuros: Barra Principal 1.
Subestación Nueva Zaldívar: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Laberinto: Barra Principal A y Barra Principal B.
Subestación El Cobre: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación Zaldívar: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.
Subestación O’Higgins: Barra Principal 1 (sólo para Topología 1).
9.2.1 Análisis del cálculo
Año 2015
Se han evaluado los escenarios 1, 5 y 6 (ver sección 7.4): despacho económico sin ERNC,
despacho económico con ERNC eólico y fotovoltaico, y despacho económico con ERNC
fotovoltaico, respectivamente. Ello por ser los de mayor incidencia para los análisis
realizados.
Los resultados se presentan en tablas para cada una de las barras sobre las cuales se
realiza el cálculo de severidad 9, indicando situaciones relevantes en cada una de las
siguientes variables monitoreadas:
Tensiones del sistema en barras de 220 kV.
Frecuencia de la red.
Estado de los consumos del sistema.
Ángulos rotóricos y sobrecargas en elementos serie (líneas de transmisión y
transformadores de poder conectados a 220 kV).
Estado de las unidades generadoras del sistema.
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 136
Barras pertenecientes al STT
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 -
Frecuencia mínima
alcanza los 48,9 Hz.
Se activan dos
escalones del EDAC.
Desconexión de 140
MW de consumos
conectados a la barra y
asociados al EDAC.
-
Desconexión de 310
MW de generación (CC1
de GasAtacama).
5 - -
Desconexión de 50 MW
de consumo
conectados a la barra
(Antucoya).
- -
6 - -
Desconexión de 50 MW
de consumo
conectados a la barra
(Antucoya).
- -
Escenario
Topología 1
ATACAMA BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 100
MW de consumos
regulados de la ciudad
de Antofagasta (S/E
Esmeralda)
- -
5 - -
Desconexión de 100
MW de consumos
regulados de la ciudad
de Antofagasta (S/E
Esmeralda)
- -
6 - -
Desconexión de 100
MW de consumos
regulados de la ciudad
de Antofagasta (S/E
Esmeralda)
- -
Escenario
Topología 1
ATACAMA BARRA 2
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 137
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 120
MW de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 120
MW de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 120
MW de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
CRUCERO BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 150
MW de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 150
MW de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 150
MW de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
CRUCERO BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 200
MW de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 200
MW de consumos
conectados a la barra
-Desconexión de 65 MW
de generación ERNC
6 - -
Desconexión de 200
MW de consumos
conectados a la barra
-
Desconexión de 120
MW de generación
ERNC
Escenario
Topología 1
ENCUENTRO BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 138
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 20 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 20 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 20 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
ENCUENTRO BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 70 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 70 MW
de consumos
conectados a la barra
-
Desconexión de 50 MW
de generación ERNC
conectados al norte de
S/E Pozo Almonte
6 - -
Desconexión de 70 MW
de consumos
conectados a la barra
-
Desconexión de 95 MW
de generación ERNC
conectados al norte de
S/E Pozo Almonte
Escenario
Topología 1
LAGUNAS BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - - - - -
5 - - - - -
6 - - - - -
Escenario
Topología 1
LAGUNAS BARRA 2
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 139
Barras adicionales de interés
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 140
MW de consumos
regulados conectados a
la barra (SS/EE
Cóndores y Parinacota)
-
Desconexión de 140
MW de generación
(CTTAR).
5 - -
Desconexión de 140
MW de consumos
regulados conectados a
la barra (SS/EE
Cóndores y Parinacota)
-
Desconexión de 140
MW de generación
(CTTAR).
6 - -
Desconexión de 140
MW de consumos
regulados conectados a
la barra (SS/EE
Cóndores y Parinacota)
-
Desconexión de 140
MW de generación
(CTTAR).
Escenario
Topología 1
TARAPACÁ
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 45 MW
de consumos libres y
regulados conectados a
la barra
- -
5
Desconexión de 45 MW
de consumos libres y
regulados conectados a
la barra
6
Desconexión de 45 MW
de consumos libres y
regulados conectados a
la barra
Escenario
Topología 1
POZO ALMONTE
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 140
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 130
MW de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 130
MW de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 130
MW de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
DOMEYKO BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
DOMEYKO BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 40 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 40 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 40 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
ESCONDIDA BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 141
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
ESCONDIDA BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
SULFUROS
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE O'Higgins,
Domeyko, Zaldívar,
OGP1, etc
- -
Sobrecarga Mejillones-
O'Higgins (50%),
O'Higgins-Domeyko
(40%) y Chacaya-
Mejillones (20%)
-
5
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE O'Higgins,
Domeyko, Zaldívar,
OGP1, etc
- -
Sobrecarga Mejillones-
O'Higgins (50%),
O'Higgins-Domeyko
(40%) y Chacaya-
Mejillones (20%)
-
6
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE O'Higgins,
Domeyko, Zaldívar,
OGP1, etc
- -
Sobrecarga Mejillones-
O'Higgins (50%),
O'Higgins-Domeyko
(40%) y Chacaya-
Mejillones (20%)
-
Escenario
Topología 1
NUEVA ZALDÍVAR BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 142
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE O'Higgins,
Domeyko, Zaldívar,
OGP1, etc
- -
Sobrecarga Mejillones-
O'Higgins (50%),
O'Higgins-Domeyko
(40%) y Chacaya-
Mejillones (20%)
5
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE O'Higgins,
Domeyko, Zaldívar,
OGP1, etc
- -
Sobrecarga Mejillones-
O'Higgins (50%),
O'Higgins-Domeyko
(40%) y Chacaya-
Mejillones (20%)
6
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE O'Higgins,
Domeyko, Zaldívar,
OGP1, etc
- -
Sobrecarga Mejillones-
O'Higgins (50%),
O'Higgins-Domeyko
(40%) y Chacaya-
Mejillones (20%)
Escenario
Topología 1
NUEVA ZALDÍVAR BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 40 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 40 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 40 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
LABERINTO BARRA A
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 105
MW de consumos
conectados a la barra
- -
5
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Laguna Seca
Domeyko, Escondida,
OGP1, etc
-
Desconexión de 120
MW de consumos
conectados a la barra
Sobrecarga Mejillones-
O'Higgins (10%)-
6
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Laguna Seca
Domeyko, Escondida,
OGP1, etc
-
Desconexión de 120
MW de consumos
conectados a la barra
Sobrecarga Mejillones-
O'Higgins (10%)-
Escenario
Topología 1
LABERINTO BARRA B
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 143
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 65 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 65 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 65 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
EL COBRE BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 10 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 10 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 10 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
EL COBRE BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
6 - -
Desconexión de 80 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 1
O'HIGGINS
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 144
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - - - - -
5 - - - - -
6 - - - - -
Escenario
Topología 1
ZALDÍVAR BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - - - - -
5 - - - - -
6 - - - - -
Escenario
Topología 1
ZALDÍVAR BARRA 2
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 145
Año 2017 – Topología 2.1
Se han considerado los siguientes escenarios 1, 5 y 6 (ver sección 7.4): despacho
económico sin ERNC, despacho económico con ERNC eólico y fotovoltaico, y despacho
económico con ERNC fotovoltaico, respectivamente. Ello por ser los de mayor incidencia
para los análisis realizados.
Barras pertenecientes al STT
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - - - - -
5 - - - - -
6 - - - - -
Escenario
Topología 2.1
ATACAMA BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 97 MW
de consumos regulados
de la ciudad de
Antofagasta.
- -
5 - -
Desconexión de 90 MW
de consumos regulados
de la ciudad de
Antofagasta.
- -
6 - -
Desconexión de 92 MW
de consumos regulados
de la ciudad de
Antofagasta.
- -
Escenario
Topología 2.1
ATACAMA BARRA 2
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 146
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 111
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 100
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
6 - -
Desconexión de 100
MW de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.1
CRUCERO BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 133
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 100
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
6 - -
Desconexión de 183
MW de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.1
CRUCERO BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 319
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 325
MW de consumo
conectados a la barra.
-Desconexión de 35 MW
de generación ERNC
6 - -
Desconexión de 323
MW de consumos
conectados a la barra
-
Desconexión de 105
MW de generación
ERNC
Escenario
Topología 2.1
ENCUENTRO BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 147
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 38 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 42 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
6 - -
Desconexión de 42 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
Escenario
Topología 2.1
ENCUENTRO BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 200
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 193
MW de consumo
conectados a la barra.
-
Desconexión de
generación ERNC
conectada al norte de
S/E Pozo Almonte
6 - -
Desconexión de 200
MW de consumos
conectados a S/E Pozo
Almonte.
-
Desconexión de
generación ERNC
conectada al norte de
S/E Pozo Almonte
Escenario
Topología 2.1
LAGUNAS BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos rotóricos Generación
1 - - - - -
5 - - - - -
6 - - - - -
Escenario
Topología 2.1
LAGUNAS BARRA 2
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 148
Barra adicionales de interés
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 170
MW de consumos
regulados de la ciudad
de Arica e Iquique
(SS/EE Parinacota y
Cóndores)
-
Desconexión de 140
MW de generación
(unidad CTTAR).
5 - -
Desconexión de 170
MW de consumos
regulados de la ciudad
de Arica e Iquique
(SS/EE Parinacota y
Cóndores)
-
Desconexión de 140
MW de generación
(unidad CTTAR).
6 - -
Desconexión de 176
MW de consumos
regulados de la ciudad
de Arica e Iquique
(SS/EE Parinacota y
Cóndores)
-
Desconexión de 140
MW de generación
(unidad CTTAR).
Escenario
Topología 2.1
TARAPACÁ
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 50 MW
de consumos
conectados a S/E Pozo
Almonte.
- -
5 - -
Desconexión de 55 MW
de consumos
conectados a S/E Pozo
Almonte.
-
Desconexión de
generación ERNC
conectada al norte de
S/E Pozo Almonte
6 - -
Desconexión de 52 MW
de consumos
conectados a S/E Pozo
Almonte.
-
Desconexión de
generación ERNC
conectada al norte de
S/E Pozo Almonte
Escenario
Topología 2.1
POZO ALMONTE
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 149
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 113
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 110
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
6 - -
Desconexión de 108
MW de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.1
DOMEYKO BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 75 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 75 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
6 - -
Desconexión de 75 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
Escenario
Topología 2.1
DOMEYKO BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 33 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
5 - -
Desconexión de 34 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
6 - -
Desconexión de 32 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.1
ESCONDIDA BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 150
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 72 MW
de consumos
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 76 MW
de consumos
conectados a la barra.
- -
6 - -
Desconexión de 71 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.1
ESCONDIDA BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 74 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 75 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
6 - -
Desconexión de 71 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.1
SULFUROS
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1, etc.
- - - -
5
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1, etc.
- - - -
6
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1, etc.
- - - -
Escenario
Topología 2.1
NUEVA ZALDÍVAR BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 151
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1,
Sulfuros, etc.
- - - -
5
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1,
Sulfuros, etc.
- - - -
6
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1,
Sulfuros, etc.
- - - -
Escenario
Topología 2.1
NUEVA ZALDÍVAR BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - - - - -
5 - - - - -
6 - - - - -
Escenario
Topología 2.1
LABERINTO BARRA A
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 114
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 115
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
6 - -
Desconexión de 115
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
Escenario
Topología 2.1
LABERINTO BARRA B
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 152
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - -
Desconexión de 64 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
5 - -
Desconexión de 65 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
6 - -
Desconexión de 64 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.1
EL COBRE BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - - - - -
5 - - - - -
6 - - - - -
Escenario
Topología 2.1
EL COBRE BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - - - - -
5 - - - - -
6 - - - - -
Escenario
Topología 2.1
ZALDÍVAR BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 153
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
1 - - - - -
5 - - - - -
6 - - - - -
Escenario
Topología 2.1
ZALDÍVAR BARRA 2
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 154
Año 2017 – Topología 2.2
Se han considerado los siguientes escenarios 7, 11 y 12 (ver sección 7.4): despacho
económico sin ERNC, despacho económico con ERNC eólico y fotovoltaico, y despacho
económico con ERNC fotovoltaico, respectivamente. Ello por ser los de mayor incidencia
para los análisis realizados.
Barras pertenecientes al STT
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 51 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
11 - -
Desconexión de 52 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
12 - -
Desconexión de 51 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.2
ATACAMA BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 96 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
11 - -
Desconexión de 97 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
12 - -
Desconexión de 98 MW
de consumos regulados
de la ciudad de
Antofagasta.
- -
Escenario
Topología 2.2
ATACAMA BARRA 2
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 155
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 100
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
11 - -
Desconexión de 99 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
12 - -
Desconexión de 101
MW de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.2
CRUCERO BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 105
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
11 - -
Desconexión de 102
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
12 - -
Desconexión de 102
MW de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.2
CRUCERO BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 320
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
11 - -
Desconexión de 320
MW de consumo
conectados a la barra.
-Desconexión de 35 MW
de generación ERNC
12 - -
Desconexión de 320
MW de consumo
conectados a la barra.
-
Desconexión de 105
MW de generación
ERNC
Escenario
Topología 2.2
ENCUENTRO BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 156
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 42 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
11 - -
Desconexión de 41 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
12 - -
Desconexión de 41 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
Escenario
Topología 2.2
ENCUENTRO BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 200
MW de consumos
conectados a S/E Pozo
Almonte.
- -
11 - -
Desconexión de 197
MW de consumo
conectados a la barra.
-
Desconexión de
generación ERNC al
norte de S/E Pozo
Almonte
12 - -
Desconexión de 200
MW de consumos
conectados a S/E Pozo
Almonte.
-
Desconexión de
generación ERNC al
norte de S/E Pozo
Almonte
Escenario
Topología 2.2
LAGUNAS BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - - - - -
11 - - - - -
12 - - - - -
Escenario
Topología 2.2
LAGUNAS BARRA 2
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 157
Barras adicionales de interés
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 166
MW de consumos
regulados de la ciudad
de Arica e Iquique
(SS/EE Parinacota y
Cóndores)
-
Desconexión de 140
MW de generación
(unidad CTTAR).
11 - -
Desconexión de 166
MW de consumos
regulados de la ciudad
de Arica e Iquique
(SS/EE Parinacota y
Cóndores)
-
Desconexión de 140
MW de generación
(unidad CTTAR).
12 - -
Desconexión de 166
MW de consumos
regulados de la ciudad
de Arica e Iquique
(SS/EE Parinacota y
Cóndores)
-
Desconexión de 140
MW de generación
(unidad CTTAR).
Escenario
Topología 2.2
TARAPACÁ
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 48 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
11 - -
Desconexión de 48 MW
de consumo
conectados a la barra.
-
Desconexión de
generación ERNC al
norte de S/E Pozo
Almonte
12 - -
Desconexión de 48 MW
de consumo
conectados a la barra.
-
Desconexión de
generación ERNC al
norte de S/E Pozo
Almonte
Escenario
Topología 2.2
POZO ALMONTE
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 158
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 115
MW de consumos
conectados a la barra
- -
11 - -
Desconexión de 115
MW de consumos
conectados a la barra
- -
12 - -
Desconexión de 115
MW de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.2
DOMEYKO BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 75 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
11 - -
Desconexión de 75 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
12 - -
Desconexión de 75 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.2
DOMEYKO BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 33 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
11 - -
Desconexión de 32 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
12 - -
Desconexión de 33 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.2
ESCONDIDA BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 159
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 72 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
11 - -
Desconexión de 72 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
12 - -
Desconexión de 72 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.2
ESCONDIDA BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 74 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
11 - -
Desconexión de 72 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
12 - -
Desconexión de 74 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.2
SULFUROS
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1, etc.
- - - -
11
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1, etc.
- - - -
12
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1, etc.
- - - -
Escenario
Topología 2.2
NUEVA ZALDÍVAR BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 160
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos rotóricos Generación
7
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1, etc.
- - - -
11
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1, etc.
- - - -
12
Estado de emergencia
en zona sur cordillera.
SS/EE Domeyko,
Escondida, Zaldívar,
Laguna Seca, OGP1, etc.
- - - -
Escenario
Topología 2.2
NUEVA ZALDÍVAR BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - - - - -
11 - - - - -
12 - - - - -
Escenario
Topología 2.2
LABERINTO BARRA A
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 112
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
11 - -
Desconexión de 112
MW de consumo
conectados a la barra.
- -
12 - -
Desconexión de 111
MW de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.2
LABERINTO BARRA B
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 161
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - -
Desconexión de 66 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
11 - -
Desconexión de 66 MW
de consumo
conectados a la barra.
- -
12 - -
Desconexión de 66 MW
de consumos
conectados a la barra
- -
Escenario
Topología 2.2
EL COBRE BARRA 1
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - - - - -
11 - - - - -
12 - - - - -
Escenario
Topología 2.2
EL COBRE BARRA 2
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - - - - -
11 - - - - -
12 - - - - -
Escenario
Topología 2.2
ZALDÍVAR BARRA 1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 162
Barra:
Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación
7 - - - - -
11 - - - - -
12 - - - - -
Escenario
Topología 2.2
ZALDÍVAR BARRA 2
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 163
10 CONCLUSIONES
A continuación, se presentan las principales conclusiones respecto de los resultados obtenidos en
el Capítulo 8 y en el Capítulo 9 del presente Estudio.
10.1 RÉGIMEN ESTÁTICO.
Recopilación de antecedentes técnicos.
Para el cálculo de capacidad de interruptores y de saturación de transformadores de
corriente se realizó un levantamiento de información técnica, basándose en distintas fuentes
de información, detalladas a continuación:
Información técnica disponible en el sitio web del CDEC-SING.
Información técnica de nuevos proyectos, informados por las empresas coordinadas
durante el proceso de interconexión, modificación y/o retiro de las instalaciones.
Print-out de relés de protección y diagramas unilineales de subestaciones en 220 kV,
entregados por las empresas coordinadas al CDEC-SING como parte de las
campañas del Estudio de Verificación y Coordinación de Protecciones EVCP 2012-
2013.
Datos entregados por empresas coordinadas como observación a la versión
preliminar del presente Estudio.
La recopilación de antecedentes finalizó en junio de 2014, por ende, cualquier antecedente
recepcionado con posterioridad a dicha fecha, deberá ser confirmada por la empresa
coordinada correspondiente.
Al cierre de la presente versión del Estudio se cuenta con a lo menos 31 interruptores de
poder y 44 transformadores de corriente que no cuentan con la información técnica mínima
necesaria para el desarrollo de los análisis mencionados. Estas instalaciones se encuentran
debidamente detalladas en el Anexo A del presente Estudio.
Dada la relevancia de contar con estos antecedentes, y a la exigencia normativa que la rige,
se solicitará a todas las empresas propietarias de dichos equipos, el envío de los
antecedentes y los respaldos respectivos para completar la información faltante.
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 164
Capacidad de interruptores de poder.
Año 2015
Se deben reemplazar cinco (5) interruptores de poder durante el año 2015, dado que los
cortocircuitos determinados en el punto de conexión sobrepasan su capacidad de ruptura.
De ellos, cuatro (4) están ubicados en subestación Crucero, y uno (1) en subestación
Mejillones, tal como se muestra en la siguiente tabla:
Año 2017
Para el año 2017 se consideraron dos (2) topologías en el análisis, en función de la conexión
de la subestación Kapatur, destinada a robustecer el sistema de transmisión de Minera
Escondida, permitiendo a su vez la evacuación de la central Kelar:
Topología 2.1 (interconexión Chacaya-Kapatur-Atacama): Conexión de subestación
Kapatur a través del seccionamiento de ambos circuitos de la Línea 2x220 kV
Atacama-Encuentro y el tendido de una nueva Línea 2x220 kV Chacaya-Kapatur y
una nueva Línea 1x220 kV Kapatur-O’Higgins.
Topología 2.2 (interconexión Angamos-Kapatur): Conexión de subestación Kapatur a
través del seccionamiento de ambos circuitos de la Línea 2x220 kV Angamos-
Laberinto y el tendido de una nueva Línea 2x220 kV Kapatur-O’Higgins.
Nombre del Paño
Capacidad
de
Ruptura
I"kss
por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
I"kss
por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 16,0 17,451 3,0 -9,1% 17,923 3,0 -12,0%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 16,380 3,0 -2,4% 17,923 3,0 -12,0%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 16,0 15,929 3,0 0,4% 17,923 3,0 -12,0%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 16,0 17,297 3,0 -8,1% 17,923 3,0 -12,0%
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 18,164 3,0 -13,5% 18,739 3,0 -17,1%
Criterio Favorable Criterio Normal
Estudio de Capacidad para Interruptores - 2015
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 165
Topología 2.1
Considerando a la subestación Kapatur conectada al SING a través del seccionamiento de la
Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro y el tendido de una nueva Línea 2x220 kV Chacaya-
Kapatur y una nueva Línea 1x220 kV Kapatur-O’Higgins, se deben reemplazar quince (15)
interruptores de poder durante el año 2017, bajo el entendido que los cinco (5) interruptores
recomendados a cambiar el año 2015 ya han sido reemplazados. La mayoría de estos
interruptores se ubica en subestación Chacaya, lo que se produce por su interconexión con
otras dos subestaciones básicamente generadoras: Atacama y Kapatur, y el consecuente
aumento en los niveles de cortocircuito.
El resumen de resultados se presenta en la siguiente tabla:
Topología 2.2
Considerando a la subestación Kapatur conectada al SING a través del seccionamiento de la
Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto y el tendido de una nueva Línea 2x220 kV Kapatur-
O’Higgins, se deben reemplazar dos (2) interruptores de poder durante el año 2017, bajo el
entendido que los cinco (5) interruptores recomendados a cambiar el año 2015 ya se
consideran reemplazados.
Nombre del Paño
Capacidad
de
Ruptura
I"kss
por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
I"kss
por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 16,0 23,406 3,000 -46,3% 23,816 3,000 -48,9%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 22,253 3,000 -39,1% 23,816 3,000 -48,9%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 16,0 21,678 3,000 -35,5% 23,816 3,000 -48,9%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 16,0 22,781 3,000 -42,4% 23,816 3,000 -48,9%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 25,0 22,361 2,000 10,6% 23,816 3,000 4,7%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 25,0 22,399 2,000 10,4% 23,816 3,000 4,7%
Chacaya 220 kV - J1 Línea Chacaya - Mejillones 31,5 34,692 3,000 -10,1% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - J2 Línea Chacaya - Mantos Blancos (capricornio) 31,5 35,435 3,000 -12,5% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - J3 Línea Chacaya - Crucero 31,5 35,495 3,000 -12,7% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 31,5 36,328 3,000 -15,3% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - J5 Línea Chacaya - Molycop 31,5 36,582 3,000 -16,1% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - J6 Línea Chacaya - El Cobre. Circuito Nº1 40,0 35,639 2,000 10,9% 36,582 3,000 8,5%
Chacaya 220 kV - J7 Línea Chacaya - El Cobre. Circuito Nº2 40,0 35,639 2,000 10,9% 36,582 3,000 8,5%
Chacaya 220 kV - JG1 Tranformador CTM1 31,5 34,791 3,000 -10,4% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - JG2 Tranformador CTM2 31,5 34,208 3,000 -8,6% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - JG3 Tranformador CTM3-TG 31,5 33,725 3,000 -7,1% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - JG4 Tranformador CTM3-TV 31,5 34,326 3,000 -9,0% 36,582 3,000 -16,1%
Chacaya 220 kV - JG5 Transformador CTA 40,0 33,428 2,000 16,4% 36,582 3,000 8,5%
Chacaya 220 kV - JG6 Transformador CTH 40,0 33,428 2,000 16,4% 36,582 3,000 8,5%
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 30,538 3,000 -90,9% 31,001 3,000 -93,8%
Criterio Favorable Criterio Normal
Estudio de Capacidad para Interruptores - 2017 T2.1
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 166
Si bien esta solución de conexión evidencia un menor número de cambio de interruptores,
un sistema de transmisión que presenta mayores niveles de cortocircuito es sinónimo de una
red más robusta y con menores pérdidas eléctricas, favoreciendo la estabilidad del sistema.
El resumen de resultados se presenta en la siguiente tabla:
Saturación de transformadores de corriente.
En este análisis se determinaron aquellos TT/CC que pueden presentar una condición de
saturación frente a los niveles de cortocircuito calculados para cada escenario de operación.
Para dar solución a esta condición, existen diversas medidas que pueden ser aplicadas para
mitigar la saturación, entre ellas:
Verificar posibilidad de cambiar el tap primario del TC.
Modificar la sección del cable que conecta la salida del secundario del TC con el relé de protección.
Cambio del TC.
Año 2015
De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de TT/CC, cuarenta y uno (41) de
ellos presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2015, los
cuales se presentan en la siguiente tabla:
Nombre del Paño
Capacidad
de
Ruptura
I"kss
por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
I"kss
por el
52 [kA]
Estado
52
Capacidad
Disponible
[%]
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 16,0 23,691 3,000 -48,1% 24,079 3,000 -50,5%
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 22,786 3,000 -42,4% 24,079 3,000 -50,5%
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 16,0 22,190 3,000 -38,7% 24,079 3,000 -50,5%
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 16,0 23,043 3,000 -44,0% 24,079 3,000 -50,5%
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 25,0 22,794 3,000 8,8% 24,079 3,000 3,7%
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 25,0 22,815 3,000 8,7% 24,079 3,000 3,7%
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 20,813 3,000 -30,1% 21,497 3,000 -34,4%
Criterio Favorable Criterio Normal
Estudio de Capacidad para Interruptores - 2017 T2.2
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 167
Año 2017
Topología 2.1
De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de TT/CC, cincuenta y cinco (55)
transformadores de corriente presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos
durante el año 2017, considerando que la subestación Kapatur se interconecta con las
subestaciones Chacaya y Atacama. El listado se presenta en la siguiente tabla:
Nombre del Paño
Burden máximo
Criterio
Favorable [VA]
Burden máximo
Criterio Normal
[VA]
Burden real
(cable +
prot+int)
[VA]
Estado
Burden
Criterio
Favorable
Estado
Burden
Criterio
Normal
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 2,63 2,63 6,06 3,00 3,00
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 7,26 6,97 15,53 3,00 3,00
Nva Victoria 220 kV - JT1 Transformador 220/66/23 kV 9,06 9,06 11,32 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 15,00 14,61 24,80 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 14,61 14,61 25,00 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 14,61 14,61 25,00 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 7,91 7,30 25,00 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 15,79 14,61 25,00 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 15,01 14,61 21,80 3,00 3,00
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 29,53 24,35 23,80 2,00 3,00
SQM El Loa 220 kV - Transformador Soquimich El Loa 220/110/23 kV 9,72 9,72 9,99 3,00 3,00
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 30,22 18,42 18,81 1,00 3,00
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 26,11 18,42 18,81 2,00 3,00
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3,96 3,68 19,01 3,00 3,00
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 15,02 14,74 19,01 3,00 3,00
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 15,02 14,74 19,01 3,00 3,00
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 0,92 0,92 19,01 3,00 3,00
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 19,65 19,65 20,01 3,00 3,00
El Tesoro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 4,91 4,91 9,88 3,00 3,00
El Tesoro 220 kV - JT2 Transformador 220/23 kV N°2 4,91 4,91 9,88 3,00 3,00
El Tesoro 220 kV - Línea Encuentro - El Tesoro 16,57 9,81 9,88 1,00 3,00
Fortuna 220 kV - JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 3,83 3,83 12,71 3,00 3,00
Fortuna 220 kV - JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 3,83 3,83 12,71 3,00 3,00
Lomas Bayas 220 kV – J4 Línea Lomas Bayas –- Fortuna 6,33 6,33 9,14 3,00 3,00
Escondida 220 kV - JT5 Transformador N°5 220/69/6.9 kV 10,71 10,71 23,39 3,00 3,00
Escondida 220 kV - JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 10,71 10,71 23,39 3,00 3,00
Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 12,52 12,40 21,43 3,00 3,00
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 14,41 13,97 15,85 3,00 3,00
Mantos Blancos 220 kV - J1 Transformador 220/23 kV 14,34 14,34 18,50 3,00 3,00
Domeyko 220 kV - J1 Línea Domeyko - Planta Óxidos 13,53 13,53 12,90 3,00 3,00
Domeyko 220 kV - J2 Línea O Higgins - Domeyko 16,39 13,53 12,90 2,00 3,00
Molycop 220 kV - Transformador 220/13,8 2,83 2,83 13,25 3,00 3,00
Tap Off Llanos 220 kV - JT Transformador 7,11 7,11 8,42 3,00 3,00
Estación de bombeo N°2 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 7,56 7,56 10,42 3,00 3,00
Estación de bombeo N°3 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 6,80 6,80 10,42 3,00 3,00
Estación de bombeo N°4 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 5,79 5,79 10,42 3,00 3,00
Palestina 220 kV - JT Tap Off Palestina 10,66 10,66 10,42 3,00 3,00
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 10,79 10,79 10,42 3,00 3,00
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 10,79 10,79 10,42 3,00 3,00
Antucoya 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 20,78 20,78 19,71 3,0 3,00
Antucoya 220 kV - JT2 Transformador 220/23 kV N°2 20,78 20,78 19,71 3,0 3,00
Capacidad de Burden Conectado
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 168
Nombre del Paño
Burden máximo
Criterio
Favorable [VA]
Burden máximo
Criterio Normal
[VA]
Burden real
(cable +
prot + int)
[VA]
Estado
Burden
Criterio
Favorable
Estado
Burden
Criterio
Normal
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 17,17 15,53 15,65 2,000 3,000
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 17,20 15,53 15,65 2,000 3,000
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1,94 1,94 6,06 3,000 3,000
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 6,23 6,00 15,53 3,000 3,000
Nva Victoria 220 kV - JT1 Transformador 220/66/23 kV 7,34 7,34 11,32 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 12,27 12,09 24,80 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 25,96 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 26,60 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 24,86 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 26,60 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 24,94 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 12,09 12,09 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 12,09 12,09 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 6,46 6,04 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 12,89 12,09 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 25,29 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 25,29 24,18 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 12,28 12,09 21,80 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 27,02 20,15 23,80 2,000 3,000
SQM El Loa 220 kV - Transformador Soquimich El Loa 220/110/23 kV 8,91 8,91 9,99 3,000 3,000
Collahuasi 220 kV - Línea Collahuasi - Quebrada Blanca 35,08 32,76 30,58 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 21,93 15,15 18,81 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 19,76 15,15 18,81 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3,21 3,03 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 12,26 12,12 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 12,26 12,12 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 0,76 0,76 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 16,16 16,16 20,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 21,79 20,20 20,01 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 21,79 20,20 20,01 2,000 3,000
El Tesoro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 4,71 4,71 9,88 3,000 3,000
El Tesoro 220 kV - JT2 Transformador 220/23 kV N°2 4,71 4,71 9,88 3,000 3,000
El Tesoro 220 kV - Línea Encuentro - El Tesoro 15,97 9,42 9,88 1,000 3,000
Fortuna 220 kV - JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 3,63 3,63 12,71 3,000 3,000
Fortuna 220 kV - JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 3,63 3,63 12,71 3,000 3,000
Lomas Bayas 220 kV – J4 Línea Lomas Bayas –- Fortuna 5,93 5,93 9,14 3,000 3,000
Escondida 220 kV - J3 Línea Escondida - Zaldívar 31,03 18,36 18,99 1,000 3,000
Escondida 220 kV - JT5 Transformador N°5 220/69/6.9 kV 9,18 9,18 23,39 3,000 3,000
Escondida 220 kV - JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 9,18 9,18 23,39 3,000 3,000
Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 7,94 7,88 21,43 3,000 3,000
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 9,58 9,39 15,85 3,000 3,000
Coloso 220 kV - J1 Línea O Higgins - Coloso 22,05 11,03 10,98 1,000 3,000
Mantos Blancos 220 kV - J1 Transformador 220/23 kV 13,20 13,20 18,50 3,000 3,000
Domeyko 220 kV - J1 Línea Domeyko - Planta Óxidos 11,34 11,34 12,90 3,000 3,000
Domeyko 220 kV - J2 Línea O Higgins - Domeyko 13,32 11,34 12,90 3,000 3,000
Molycop 220 kV - Transformador 220/13,8 1,88 1,88 13,25 3,000 3,000
Tap Off Llanos 220 kV - JT Transformador 5,51 5,51 8,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°2 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 5,16 5,16 10,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°3 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 5,80 5,80 10,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°4 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 5,03 5,03 10,42 3,000 3,000
Palestina 220 kV - JT Tap Off Palestina 8,27 8,27 10,42 3,000 3,000
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 9,61 9,61 10,42 3,000 3,000
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 9,61 9,61 10,42 3,000 3,000
Antucoya 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 18,17 18,17 19,71 3,000 3,000
Antucoya 220 kV - JT2 Transformador 220/23 kV N°2 18,17 18,17 19,71 3,000 3,000
Capacidad de Burden Conectado
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 169
Topología 2.2
De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de TT/CC, cincuenta y seis (56)
transformadores de corriente presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos
durante el año 2017, considerando que la subestación Kapatur se interconecta con las
subestaciones Angamos y Laberinto. El listado se presenta en la siguiente tabla:
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 170
Nombre del Paño
Burden máximo
Criterio
Favorable [VA]
Burden máximo
Criterio Normal
[VA]
Burden real
(cable +
prot + int)
[VA]
Estado
Burden
Criterio
Favorable
Estado
Burden
Criterio
Normal
Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 17,34 15,69 15,65 2,000 3,000
Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 17,37 15,69 15,65 2,000 3,000
Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1,96 1,96 6,06 3,000 3,000
Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 6,26 6,02 15,53 3,000 3,000
Nva Victoria 220 kV - JT1 Transformador 220/66/23 kV 7,40 7,40 11,32 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 12,72 12,53 24,80 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 27,08 25,05 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 27,66 25,05 25,00 2,000 3,000
Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 25,79 25,05 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 27,66 25,05 25,00 2,000 3,000
Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 25,87 25,05 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 12,53 12,53 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 12,53 12,53 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 6,73 6,26 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J11 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 13,43 12,53 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 26,24 25,05 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 26,24 25,05 25,00 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 12,73 12,53 21,80 3,000 3,000
Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 27,39 20,88 23,80 2,000 3,000
SQM El Loa 220 kV - Transformador Soquimich El Loa 220/110/23 kV 9,05 9,05 9,99 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 23,34 15,72 18,81 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 20,86 15,72 18,81 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3,35 3,14 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 12,73 12,58 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 12,73 12,58 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 0,79 0,79 19,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 16,77 16,77 20,01 3,000 3,000
Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 22,68 20,96 20,01 2,000 3,000
Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 22,68 20,96 20,01 2,000 3,000
El Tesoro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 4,69 4,69 9,88 3,000 3,000
El Tesoro 220 kV - JT2 Transformador 220/23 kV N°2 4,69 4,69 9,88 3,000 3,000
El Tesoro 220 kV - Línea Encuentro - El Tesoro 15,81 9,38 9,88 1,000 3,000
Fortuna 220 kV - JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 3,56 3,56 12,71 3,000 3,000
Fortuna 220 kV - JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 3,56 3,56 12,71 3,000 3,000
Lomas Bayas 220 kV – J4 Línea Lomas Bayas –- Fortuna 5,80 5,80 9,14 3,000 3,000
Escondida 220 kV - J3 Línea Escondida - Zaldívar 29,80 17,85 18,99 1,000 3,000
Escondida 220 kV - JT5 Transformador N°5 220/69/6.9 kV 8,92 8,92 23,39 3,000 3,000
Escondida 220 kV - JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 8,92 8,92 23,39 3,000 3,000
Angamos 220 kV - J3 Bess 6,23 6,18 7,30 3,000 3,000
Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 11,33 11,22 21,43 3,000 3,000
Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 12,96 12,59 15,85 3,000 3,000
Coloso 220 kV - J1 Línea O Higgins - Coloso 20,36 10,18 10,98 1,000 3,000
Coloso 220 kV - JT1 Transformador 220/13.8 kV N°1 15,27 15,27 15,38 3,000 3,000
Coloso 220 kV - JT2 Transformador 220/13.8 kV N°2 15,27 15,27 15,38 3,000 3,000
O Higgins 220 kV - J3 Línea O Higgins - Coloso 10,83 10,83 11,19 3,000 3,000
Mantos Blancos 220 kV - J1 Transformador 220/23 kV 13,77 13,77 18,50 3,000 3,000
Domeyko 220 kV - J1 Línea Domeyko - Planta Óxidos 10,95 10,95 12,90 3,000 3,000
Domeyko 220 kV - J2 Línea O Higgins - Domeyko 12,97 10,95 12,90 3,000 3,000
Molycop 220 kV - Transformador 220/13,8 2,58 2,58 13,25 3,000 3,000
Tap Off Llanos 220 kV - JT Transformador 5,25 5,25 8,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°2 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,85 4,85 10,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°3 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 5,60 5,60 10,42 3,000 3,000
Estación de bombeo N°4 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,87 4,87 10,42 3,000 3,000
Palestina 220 kV - JT Tap Off Palestina 7,89 7,89 10,42 3,000 3,000
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 9,82 9,82 10,42 3,000 3,000
La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 9,82 9,82 10,42 3,000 3,000
Capacidad de Burden Conectado
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 171
A partir de los resultados obtenidos, CDEC-SING instruirá la verificación en terreno de los
niveles de burden de servicio en aquellos TC que presenten una condición de riesgo, lo que
puede llevar desde la modificación del tap primario utilizado en el TC, reemplazo de cables
de corriente, o el reemplazo del transformador de corriente.
Cálculo del SIL en líneas de transmisión en doble circuito.
La Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero generalmente presenta un nivel de potencia
transmitida por cada circuito bastante mayor al valor SIL de los mismos, absorbiendo cerca
de 20 MVAr desde el sistema, en este caso desde subestación Crucero, cuando circulan 230
MW de potencia activa desde las centrales ubicadas en subestación Tocopilla hacia
subestación Crucero.
Bajo este contexto, se concluye que el anillo Central Tocopilla-Crucero-Chuquicamata/Salar
en 220 kV y en 110 kV se comporta como un sumidero de potencia reactiva, la cual es
absorbida principalmente por líneas de transmisión operando sobre su SIL, existencia de
múltiples transformadores con relación 220/110 kV, y cargas propias en dichas faenas.
Por tal motivo, en caso que los paños incidentes a subestación Crucero comiencen a
demandar una mayor cantidad de potencia reactiva, ya sea por incremento de carga
conectada como por situaciones operacionales tales como la salida de servicio de la unidad
generadora CTTAR, instante en el cual la potencia reactiva demandada por las redes
ubicadas al norte de subestación Crucero proviene de dicha subestación, podría requerirse
compensación reactiva adicional aledaña a subestación Central Tocopilla.
10.2 RÉGIMEN DINÁMICO.
Cálculo del Tiempo Máximo de Despeje de Falla (TMDF).
Se obtiene el TMDF de las líneas de transmisión que evacúan potencia de las centrales
generadoras y/o que forman parte del Sistema de Transmisión Troncal (STT). Asimismo, se
analiza la dependencia que tienen los sistemas de telecomunicaciones para evitar la pérdida
de sincronismo de unidades generadoras en el sistema, recomendando los más altos
estándares técnicos en los sistemas de telecomunicaciones de aquellas instalaciones que
requieran de su correcta operación para evitar la propagación de una falla al interior de
éstas.
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 172
Año 2015
Se requiere que las siguientes líneas de transmisión cuenten con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues poseen
un TMDF inferior al TOR, definido como el tiempo de apertura tras el despeje de fallas por
respaldos remotos, básicamente Zonas 2 de las protecciones de distancia:
Línea 2x220 kV Norgener-Crucero.
Línea 2x220 kV Tarapacá-Cóndores.
Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas.
Por otra parte, además de contar con un doble sistema de comunicaciones que permita
despejar fallas internas de forma instantánea, los sistemas de telecomunicaciones de las
siguientes líneas de transmisión deben ser diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma
IEC 60834-1, con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla debe
operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades generadoras:
Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones.
Línea 1x220 kV Chacaya-Molycop.
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro.
Año 2017
Topología 2.1
Se requiere que las siguientes líneas de transmisión cuenten con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues poseen
un TMDF inferior al TOR, definido como el tiempo de apertura tras el despeje de fallas por
respaldos remotos, básicamente Zonas 2 de las protecciones de distancia:
Línea 2x220 kV Norgener-Crucero.
Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro.
Por otra parte, además de contar con un doble sistema de comunicaciones que permita
despejar fallas internas de forma instantánea, los sistemas de telecomunicaciones de las
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 173
siguientes líneas de transmisión deben ser diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma
IEC 60834-1, con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla debe
operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades generadoras:
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro.
Topología 2.2
Se requiere que las siguientes líneas de transmisión cuenten con un doble sistema de
comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues poseen
un TMDF inferior al TOR, definido como el tiempo de apertura tras el despeje de fallas por
respaldos remotos, básicamente Zonas 2 de las protecciones de distancia:
Línea 2x220 kV Norgener-Crucero.
Línea 2x220 kV Tocopilla-Crucero.
Por otra parte, además de contar con un doble sistema de comunicaciones que permita
despejar fallas internas de forma instantánea, los sistemas de telecomunicaciones de las
siguientes líneas de transmisión deben ser diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma
IEC 60834-1, con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla debe
operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades generadoras:
Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones.
Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro.
Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro.
Análisis de contingencia de severidad 9.
Se analizó el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de una falla de
severidad 9 en cada una de las nueve (9) barras de subestaciones pertenecientes al STT y
adicionales de interés. Como barras de interés, se consideraron aquellas pertenecientes a
subestaciones que de acuerdo al Informe de Avance del Estudio de Transmisión Troncal
(ETT) en curso, pasarán a ser parte del STT.
Bajo este contexto, se verifica el cumplimiento del Art. 3-24 de la NT de SyCS vigente,
relativo a evitar la propagación de una contingencia de severidad 9 en barras de
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 174
subestaciones, considerando la utilización de los Recursos Generales de Control de
Contingencias.
La configuración de los paños en las subestaciones analizadas se presenta en el Anexo D.
Barras que presentan impacto mayor frente a contingencias de severidad 9
En la mayoría de los casos, una contingencia de severidad 9 trae consigo la salida de
servicio de los consumos conectados a la barra fallada. Particularmente, se destacan las
siguientes situaciones:
Subestación Atacama:
o Frente a contingencias de severidad 9 en una de las dos (2) barras
principales de dicha subestación se pierden aproximadamente 50 MW de
consumo.
o Si se encuentran despachadas las unidades generadoras de central
GasAtacama, se pierden los montos de potencia activa que éstos estén
inyectando en la barra fallada, pudieron activar hasta el segundo escalón del
EDAC, con la consecuente pérdida de 90 MW adicionales a los 50 MW
conectados a la barra.
o Una contingencia de severidad 9 sobre la Barra Principal 2 de subestación
Atacama, trae consigo la pérdida de los consumos regulados de la ciudad de
Antofagasta (salida de servicio de la subestación Esmeralda).
Subestación Lagunas:
o Frente a contingencias en la Barra Principal 1 de subestación Lagunas,
saldrán de servicio todas las centrales ERNC que se conecten al norte de
dicha subestación, aledañas a subestación Pozo Almonte.
o Se pierden los consumos libres y regulados conectados en la zona.
Subestación Tarapacá:
o Una contingencia sobre la barra principal trae consigo la pérdida de los
consumos regulados de las ciudades de Arica e Iquique (subestaciones
Cóndores y Parinacota), cercanos a 140 MW.
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 175
o Sale de servicio la unidad generadora CTTAR, con casi 140 MW de
generación.
Subestación Pozo Almonte:
o Frente a contingencias en la barra principal, saldrán de servicio todas las
centrales ERNC que se conecten aledañas a dicha subestación.
o Se pierden los consumos libres y regulados conectados en la zona.
Subestación Nueva Zaldívar:
o Tras el despeje de contingencias de severidad 9 en una de las dos (2)
barras principales, y la posterior salida de servicio de la barra fallada, se
evidencian tensiones en estado de emergencia en varias subestaciones de
la zona sur-cordillera del SING, tales como:
Subestación O’Higgins.
Subestación Coloso.
Subestación Domeyko.
Subestación Zaldívar.
Subestación OGP1.
Subestación Escondida.
Subestación Laguna Seca.
Subestación Óxidos.
o También se evidencia la sobrecarga de las siguientes líneas de transmisión:
Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones.
Línea 1x220 kV Mejillones-O’Higgins.
Línea 1x220 kV O’Higgins-Domeyko.
Subestación Laberinto:
o Tras el despeje de contingencias de severidad 9 en la Barra Principal B, y la
posterior salida de servicio de dicha barra, se evidencian tensiones en
estado de emergencia en varias subestaciones de la zona sur-cordillera del
SING, tales como:
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 176
Subestación Domeyko.
Subestación OGP1.
Subestación Escondida.
Subestación Laguna Seca.
Subestación Óxidos.
o También se evidencia la sobrecarga de la Línea 1x220 kV Mejillones-
O’Higgins.
Análisis general de contingencias de severidad 9 en subestaciones
En conclusión, una contingencia de severidad 9 en barras de las siguientes subestaciones
analizadas no se propaga al resto del sistema y da cumplimiento al Art. 3-24 de la NT de
SyCS vigente utilizando los Recursos Generales de Control de Contingencias, siempre y
cuando la protección principal asociada opere de forma correcta y selectiva (protección
diferencial).
Barras pertenecientes al STT:
Subestación Atacama.
Subestación Encuentro.
Subestación Crucero.
Subestación Lagunas.
Subestación Tarapacá.
Barras adicionales de interés:
Subestación Pozo Almonte.
Subestación Domeyko.
Subestación Escondida.
Subestación Sulfuros.
Subestación El Cobre.
Subestación Zaldívar.
Subestación O’Higgins.
Sin embargo, se advierte que una contingencia de severidad 9 tanto en barras de la
subestación Nueva Zaldívar como en la Barra Principal B de subestación Laberinto se
1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 177
propaga al resto del sistema con los Recursos Generales de Control de Contingencias, pues
deja barras del sistema con tensiones en estado de emergencia, esto es inferiores a 0,93
p.u., y elementos serie con niveles de sobrecarga, esto último dependiendo del nivel de
demanda que finalmente alcancen los consumos ubicados en la zona sur-cordillera del
SING.
De esta forma, las subestaciones en comento si bien podrían quedar en un nivel crítico
dentro de los estándares de NT de SyCS como estado de emergencia, al quedar sin holgura
frente a cualquier otra perturbación pueden ser de interés para estudiar la aplicación y
utilización de Recursos Adicionales de Control de Contingencias y evitar dicha condición.
FIN DEL ESTUDIO.