metodología de expansión del sistema de transmisión...
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SISTEMA DE TRANSMISI
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
METODOLOGÍA DE EXPAN
SISTEMA DE TRANSMISI
CHILENO ANTE INCERTI
DANIEL RAIMUNDO CHAR LÍN DUSSAILLANT
Tesis para optar al grado de
Magister en Ciencias de la Ingeniería
Profesor Supervisor:
HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD
Santiago de Chile, Abril de 2011
2011, Daniel Raimundo Charlín Dussaillant
AD CATOLICA DE CHILE
METODOLOGÍA DE EXPAN SIÓN DEL
SISTEMA DE TRANSMISI ÓN TRONCAL
CHILENO ANTE INCERTI DUMBRE.
LÍN DUSSAILLANT
WYNGARD
Daniel Raimundo Charlín Dussaillant
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
METODOLOGÍA DE EXPAN
SISTEMA DE TRANSMIS
CHILENO ANTE INCERTI
DANIEL RAIMUNDO CHAR LÍN DUSSAILLANT
Tesis presentada a la Comisión integrada por los profesores:
HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD
DAVID WATTS CASIMIS
JUAN CARLOS ARANEDA TAPIA
LUIS CONTESSE BECKER
Para completar las exigencias del grado de
Magister en Ciencias de la Ingeniería
Santiago de Chile, Abril de 2011
AD CATOLICA DE CHILE
METODOLOGÍA DE EXPAN SIÓN DEL
SISTEMA DE TRANSMIS IÓN TRONCAL
CHILENO ANTE INCERTI DUMBRE.
LÍN DUSSAILLANT
Tesis presentada a la Comisión integrada por los profesores:
WYNGARD
las exigencias del grado de
A la formación de mi Padre,
al cariño de mi Madre,
y a la compañía de la Rosita
Daniel
AGRADECIMIENTOS
Para comenzar quiero agradecer en forma muy especial a mí profesor guía, Don
Hugh Rudnick por todo su apoyo, confianza y excelente disposición en la realización de
esta investigación, ha sido un honor poder trabajar con él.
Agradezco además la oportunidad que me brindó Transelec en el desarrollo de esta
tesis. Especialmente, al Sr. Juan Carlos Araneda, y al Sr. Osvin Martínez, quienes me
ayudaron a trazar sus límites, y me realizaron excelentes comentarios en esas agradables
reuniones mensuales.
Obviamente como me voy a olvidar del personal del Departamento de Ingeniería
Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica, donde, Betty, Gianina, Eduardo y Carlitos
muchas veces me ayudaron en temas tanto administrativos, como recreativos. Teniendo
una buena disposición conmigo siempre.
A mis compañeros de oficina, Roberto Pérez y Hernán Ulloa, que gracias a ellos,
logramos que el tercer piso sea un lugar de convivencia, además de trabajo entre los
alumnos de postgrado. El resultado fue que pude compartir diversos puntos de vista de
cómo atacar diversos problemas, lo cual ayudó enormemente en esta Tesis.
A mi padre por enseñarme mientras estuvo a mi lado a ser crítico y no
conformarme con poco y a mi madre, por enseñarme a ser paciente. A mis hermanos, por
el apoyo silencioso que cada uno me brindo.
A la Rosita por ser tan buena conmigo, apoyándome tanto en los buenos como en
los malos momentos. A su familia por alimentarme y prestarme un lugar de trabajo muy
agradable, en su casa en el Olivar.
Quiero agradecer a mis amigos por, ayudarme, alegrarme, entenderme y discutir de
los diversos temas. En especial a Pablo Villate, Philippe Ilharreguy, Rodrigo Ovalle,
Francisco Barriga y Leonardo Medina.
Finalmente, agradecer a mi Patria, Dios y la Universidad por ofrecerme la
posibilidad de desarrollar esta tesis, de estudiar y de participar en diversas actividades lo
que dio como resultado mi formación como ingeniero.
INDICE GENERAL
Pág.
DEDICATORIA.......................................................................................................... iii
AGRADECIMIENTOS .............................................................................................. iv
INDICE DE TABLAS .............................................................................................. viii
INDICE DE FIGURAS ............................................................................................... xi
RESUMEN ................................................................................................................ xiii
ABSTRACT .............................................................................................................. xiv
1 Introducción ........................................................................................................ 1
1.1 Objetivos del Estudio ................................................................................. 2
1.2 Estructura de la Tesis ................................................................................. 2
2 Marco Teórico del sector eléctrico ..................................................................... 4
2.1 Introducción ............................................................................................... 4
2.2 Sector Generación ...................................................................................... 5
2.3 Sector Transmisión ..................................................................................... 6
2.4 Sector Eléctrico en Chile ............................................................................ 6
2.4.1 Leyes relacionadas con la transmisión. ............................................ 9
2.4.2 Regulación actual de la expansión de la transmisión....................... 9
3 Metodología y descripción de la herramienta propuesta .................................. 16
3.1 Descripción de diversos modelos de solución .......................................... 16
3.1.1 Programación Lineal ...................................................................... 17
3.1.2 Programación Entera Mixta ........................................................... 17
3.1.3 Métodos Dinámicos ....................................................................... 18
3.1.4 Técnicas de Descomposición ......................................................... 18
3.1.5 Heurística ....................................................................................... 18
3.1.6 Algoritmos Genéticos .................................................................... 19
3.1.7 Teoría de Juegos ............................................................................ 19
3.1.8 Maximización de la Utilidad de la Sociedad (Social Welfare) ..... 20
3.2 Revisión de la modelación de la incertidumbre ....................................... 20
3.2.1 Incertidumbre de los mercados eléctricos. ..................................... 21
3.2.2 Incertidumbre en la confiabilidad de la red. .................................. 23
3.2.3 Incertidumbre de ataques terroristas .............................................. 23
3.3 Detalle de la metodología a utilizar .......................................................... 24
3.3.1 Supuestos de la operación .............................................................. 25
3.3.2 Cálculo de los costos totales .......................................................... 27
3.3.3 Algoritmo Genético (GA) utilizado ............................................... 29
3.3.4 Minimización del máximo arrepentimiento (MMA) ..................... 32
4 Aplicación al sistema de 6 barras ..................................................................... 35
4.1 Planificación estática ................................................................................ 39
4.2 Planificación dinámica ............................................................................. 40
5 Aplicación al SIC CNE reducido ...................................................................... 43
5.1 SIC Norte .................................................................................................. 49
5.2 SIC Centro ................................................................................................ 53
5.3 SIC Sur ..................................................................................................... 56
6 Resultados y Discusión ..................................................................................... 59
6.1 Comparación con el Estudio de Transmisión Troncal. (ETT, 2010) ...... 59
6.2 Comentarios finales .................................................................................. 63
7 Conclusiones ..................................................................................................... 64
BIBLIOGRAFíA ........................................................................................................ 65
A N E X O S ............................................................................................................... 70
ANEXO A : Formato de Entrada Datos Matpower ............................................ 71
ANEXO B : Datos Simulación sistema IEEE 6 barras....................................... 73
ANEXO C : Datos Simulación SIC CNE reducido ............................................ 77
ANEXO D : Representacion SIC Reducido ETT 2010 ...................................... 98
INDICE DE TABLAS
Pág.
Tabla 2-1: Comparación modelación ETT .............................................................. 13
Tabla 3-1: Cuadro resumen de modelos con incertidumbre. ................................... 21
Tabla 4-1: Configuración de los bloques de demanda a lo largo del horizonte ...... 36
Tabla 4-2: Datos de las líneas utilizadas ................................................................. 37
Tabla 4-3: Escenario base de los proyectos de generación. .................................... 38
Tabla 4-4: Escenarios alternativos que se utilizarán para el análisis....................... 38
Tabla 4-5: Resultado Planificación Estática. ........................................................... 39
Tabla 4-6: Planes óptimos de cada escenario y el plan escogido por MMA ........... 40
Tabla 4-7: Los 10 mejores planes de inversión según la metodología MMA ......... 41
Tabla 4-8: Líneas propuestas para el Garver System. ............................................. 42
Tabla 5-1: Proyección de la potencia efectiva en el SIC. ........................................ 45
Tabla 5-2: Escenarios de proyectos de generación.................................................. 46
Tabla 5-3: Proyectos de líneas que compiten por entrar SIC-Norte. ....................... 47
Tabla 5-4: Proyectos de líneas que compiten por entrar SIC-Centro. ..................... 47
Tabla 5-5: Proyectos de líneas que compiten por entrar SIC-Sur. .......................... 48
Tabla 5-6: Factor de planta para las centrales hidroeléctricas. ................................ 48
Tabla 5-6: Planes óptimos de cada escenario, plan MMA y plan CNE Norte ........ 50
Tabla 5-7: Los 10 mejores planes de inversión según la metodología MMA Norte. ................................................................................................................................. 51
Tabla 5-8: Líneas propuestas en el SIC Norte. ........................................................ 52
Tabla 5-9: Planes óptimos de cada escenario, plan MMA y plan CNE Centro ...... 54
Tabla 5-10: Los 10 mejores planes de inversión según la metodología MMA Centro ................................................................................................................................. 55
Tabla 5-11: Líneas propuestas en el SIC Centro. .................................................... 55
Tabla 5-12: Planes óptimos de cada escenario, plan MMA y plan CNE Sur .......... 57
Tabla 5-13: Los 10 mejores planes de inversión según la metodología MMA Sur 57
Tabla 5-14: Líneas propuestas en el SIC Sur. ......................................................... 58
Tabla 6-1: Comparación modelación ETT, con la herramienta propuesta .............. 59
Tabla 6-2: Proyectos que entran fijo en la simulación. ........................................... 60
Tabla 6-3: Proyectos que se evalúan en la simulación. ........................................... 61
Tabla 6-4: Proyectos propuestos por el EET y su equivalente. ............................... 62
Tabla A-1: Datos de entrada a MATPOWER de las Barras ................................... 71
Tabla A-2: Datos de entrada a MATPOWER de los Generadores ......................... 71
Tabla A-3: Datos de entrada a MATPOWER de los Costos de Generación .......... 72
Tabla A-4: Datos de entrada a MATPOWER de las Líneas ................................... 72
Tabla B-1: Demanda del bloque Punta de las barras del Garver System. ............... 73
Tabla B-2: Demanda de del bloque Valle de las barras del Garver System. ........... 74
Tabla B-3: Proyección Demanda Anual del Garver System. .................................. 74
Tabla B-4: Centrales Generadores por barra ........................................................... 75
Tabla B-5: Escenarios que se utilizarán para el análisis.......................................... 75
Tabla B-6: Datos de Líneas del Garver System....................................................... 76
Tabla C-1: Barras consideradas para la simplificación del SIC .............................. 79
Tabla C-2: Proyecciones Demanda Anual de Potencia y de Energía para el SIC ... 80
Tabla C-3: Proyecciones Demanda Anual de Energía por bloque para el SIC ....... 81
Tabla C-4: Demanda Máxima por Barra (1/3) ........................................................ 82
Tabla C-5: Demanda Máxima por Barra (2/3) ........................................................ 83
Tabla C-6: Demanda Máxima por Barra (3/3) ........................................................ 84
Tabla C-7: Demanda por bloque de demanda (1/5) ................................................ 85
Tabla C-8: Demanda por bloque de demanda (2/5) ................................................ 86
Tabla C-9: Demanda por bloque de demanda (3/5) ................................................ 87
Tabla C-10: Demanda por bloque de demanda (4/5) .............................................. 88
Tabla C-11: Demanda por bloque de demanda (5/5) .............................................. 89
Tabla C-12: Centrales Generadores operativas por barra (1/2) ............................... 90
Tabla C-13: Centrales Generadores operativas por barra (2/2) ............................... 91
Tabla C-14: Centrales Generadores en Remodelación por barra ............................ 91
Tabla C-15: Centrales de entrada fija. ..................................................................... 92
Tabla C-16: Centrales que se utilizan para aumentar la oferta en los últimos 5 años. ................................................................................................................................. 93
Tabla C-17: Centrales que son utilizadas para definir los escenarios de Incertidumbre. ......................................................................................................... 93
Tabla C-18: Escenarios que se utilizarán para el análisis. ...................................... 94
Tabla C-19: Datos de Líneas que entraran de forma fija......................................... 94
Tabla C-20: Datos de los proyectos de líneas que compiten por entrar. ................. 95
Tabla C-21: Datos de Líneas Operativas. ................................................................ 96
INDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 2-1: Cambios introducidos por la regulación. ................................................ 4
Figura 2-2: Diagrama del SING ................................................................................ 7
Figura 2-3: Diagrama del SING ................................................................................ 8
Figura 2-4: Proceso de expansión troncal 2009-2010 (1/2). ................................... 11
Figura 2-5: Proceso de expansión troncal 2009-2010 (2/2). ................................... 12
Figura 2-6: Cronograma de revisión anual del plan de expansión troncal. ............. 12
Figura 2-7: Horizonte de evaluación ETT 2006. ..................................................... 14
Figura 2-8: Ejemplo de desarrollo sustentable. ....................................................... 15
Figura 3-1: Resumen pasos a seguir en la metodología. ......................................... 25
Figura 3-2: Modelación de MATPOWER de un flujo optimo de potencia .............. 28
Figura 4-1: Configuración Inicial del Garver System. ............................................ 35
Figura 4-2: Evolución de los 2 bloques de demanda ............................................... 36
Figura 4-3: Proyección de la energía demanda ....................................................... 37
Figura 5-1: Evolución de los bloques del SIC ......................................................... 43
Figura 5-2: Proyección de la Energía Demanda en el SIC ...................................... 44
Figura 5-3: Proyección de la potencia efectiva en el SIC. ...................................... 45
Figura 5-4: Configuración del SIC-Norte. .............................................................. 49
Figura 5-5: Configuración del SIC-Sur. .................................................................. 56
Figura B-1: Configuración Inicial del Garver System. ............................................ 73
Figura C-1: Simplificación del SIC en 46 barras. ................................................... 77
Figura C-2: Configuración del SIC-Norte. .............................................................. 78
Figura C-3: Configuración del SIC-Centro. ............................................................ 78
Figura C-4: Configuración del SIC-Sur. ................................................................. 79
Figura C-5: Curva de duración para el año 2011 y el 2025 Para el SIC. ................ 81
Figura D-1: Representación transmisión SIC-Norte ETT 2010 .............................. 98
Figura D-2: Representación transmisión SIC-Centro ETT 2010 ............................ 99
Figura D-3: Representación transmisión SIC-Chilectra ETT 2010 ...................... 100
Figura D-4: Representación transmisión SIC-Sur ETT 2010 ............................... 101
RESUMEN
La planificación de la transmisión ha sido ampliamente estudiada desde la
perspectiva social, a través del desarrollo de modelos de mínimo costo, basándose en
incentivos de eficiencia técnica y económica, con niveles adecuados de seguridad,
adaptándose a las predicciones de los requerimientos de generadores y consumidores.
En esta investigación, la expansión de los sistemas de transmisión la realiza un
único planificador, mientras que la expansión en generación la realizan diversos agentes
independientes del mercado, transformándose en una incertidumbre la oferta de
generación, lo cual dificulta la toma de decisiones del planificador.
La metodología propuesta desarrolla un modelo de expansión dinámico, el cual
minimiza el máximo arrepentimiento, permitiendo definir una expansión de los sistemas de
transmisión robusta, la cual en su peor escenario es la que tiene menor costo que las otras
alternativas de expansión en sus peores escenarios.
Parte fundamental de la metodología consiste en determinar las distintas
incertidumbres que se analizarán, ya que dependiendo de la diversidad de escenarios
futuros analizados, la metodología se adecuará a entregar una solución robusta.
Es muy importante destacar que las decisiones individuales del planificador y de
los agentes de mercados en generación están en una constante pugna, debido a que el
planificador no decide instalar una línea si no existe la certeza de la instalación de una
central y viceversa. Por esta razón esta metodología entrega una herramienta al
planificador, para que pueda decidir expandir la transmisión sin esperar la decisión de los
agentes de mercado implicados en la generación.
Los principales resultados entregados por la metodología corresponden a la
identificación de los proyectos que se deben ejecutar, indicando el año en que deben entrar.
Palabras Claves: Análisis de decisiones, planificación de transmisión bajo
incertidumbre, minimización del máximo arrepentimiento, Algoritmos Genéticos.
ABSTRACT
Transmission planning has been widely studied from a social perspective, through
the development of least-cost models, based on technical and economic efficiency
incentives, with adequate security levels, adapting to the forecast of requirements for
generators and consumers.
In this research, the expansion of transmission systems is performed by a single
centralized planner, while the generation expansion is done by various market players,
becoming a generation supply uncertainty, which makes difficult the decisions by the
planner.
The proposed methodology develops a dynamic expansion model, which minimizes
the maximum regret, allowing to define a robust expansion of the transmission systems,
which in its worst scenario is that costs less than other alternatives for expansion in the
worse scenarios.
A fundamental part of the methodology is to estimate the various uncertainties
discussed, because depending on the variety of future scenarios analyzed, the methodology
will be tailored to deliver a robust solution.
It is very important to note that the individual decisions of the planner and the
agents in generation markets are in a constant struggle, because the planner does not
choose to install a line if there is no certainty of a power plant facility and vice versa. For
this reason, this methodology provides a tool to the planner, so a transmission expansion
decision can be made without waiting for the decision of the agents involved in the
generation market.
The main deliverables of the methodology relate to the identification of projects to
be executed indicating the commissioning year.
Keywords: Decision analysis, transmission planning under uncertainty,
minimizing the maximum regret, Genetic Algorithms.
1
1 INTRODUCCIÓN
De acuerdo a la Ley Eléctrica chilena, cada cuatro años se realiza un Estudio de
Transmisión Troncal, que tiene dentro de sus objetivos el proponer expansiones al sistema
de transmisión troncal. Una de las variables más inciertas en este proceso es la definición
del plan de obras de generación, ya que cada empresa generadora toma su decisión en
forma independiente.
Normalmente los plazos de construcción de las centrales generadoras,
especialmente unidades termoeléctricas y con tecnología renovable no convencional, son
inferiores a los plazos asociados al desarrollo de obras en transmisión, principalmente
debido en este último caso a la tramitación de permisos ambientales y negociaciones de
servidumbres de paso. Eso significa que la decisión de iniciar obras de expansión en
transmisión se debe realizar con antelación a tener certeza sobre el plan de centrales
generadoras que se van a conectar al sistema, y en particular conocer cuál será su
localización, potencia instalada y tecnología.
Por lo tanto, se requiere el desarrollo de una metodología que permita al
planificador identificar cuáles obras de entre los distintos planes de expansión del sistema
de transmisión debe recomendar iniciar, considerando los diversos escenarios de
generación.
Considerando lo anterior, la presente tesis plantea una metodología para seleccionar
alternativas de expansión del sistema de transmisión troncal bajo incertidumbre,
principalmente derivadas de los escenarios de expansión de la generación.
La herramienta para tomar decisiones, propuesta en esta tesis, utiliza la
minimización del máximo arrepentimiento como nueva función objetivo, en vez del
concepto de minimizar los costos del escenario esperado. Además se utiliza una
herramienta heurística como los algoritmos genéticos, para entregar al planificador un
ranking de las mejores configuraciones. Esta metodología se preocupa principalmente de la
incertidumbre de la instalación de oferta de energía, lo cual es un enfoque poco
considerado en la planificación de sistemas de transmisión en Chile.
2
1.1 Objetivos del Estudio
En concordancia con la propuesta que se realiza, el objetivo general de esta tesis
consiste en desarrollar un método que proponga el programa de expansiones del sistema de
transmisión troncal para el Sistema Interconectado Central (SIC). Esta propuesta está bajo
la premisa que el Estado, evalúa socialmente las expansiones necesarias al SIC (Ley Corta
I, 2004).
Dentro de los objetivos específicos se encuentra, implementar una herramienta
computacional que a partir de la información existente, entregue una lista de los mejores
planes de inversión en la expansión del sistema troncal del SIC y mostrar las diferencias
entre el plan propuesto por el estudio troncal (ETT, 2010) y el propuesto por esta
metodología y determinar, a partir de los resultados entregados, los beneficios y desafíos
de esta metodología propuesta para definir que líneas entran y en qué momento.
Otro objetivo que se busca, es proponer que se considere en la regulación chilena
más escenarios de incertidumbre además de la ya bien estudiada incertidumbre hidrológica,
ya que de esta forma se puede llegar a soluciones de transmisión robustas, las cuales
significan al largo plazo un menor costo para la sociedad.
1.2 Estructura de la Tesis
Esta tesis se estructura en base a los siguientes capítulos:
Capitulo 2: Marco Teórico del sector eléctrico – Este capítulo explica el
funcionamiento de los mercados eléctricos actualmente, destacándose la importancia que
adquiere la transmisión de energía en un mercado competitivo, además se entrega una
breve descripción del sector eléctrico en Chile y su regulación en transmisión.
Capitulo 3: Metodología y descripción de la herramienta propuesta – El objetivo
de este capítulo es revisar las principales metodologías que se han utilizado en las
publicaciones, para resolver el problema de la planificación del sistema de transmisión y
presentar la metodología propuesta.
3
Capitulo 4: Aplicación al sistema de 6 barras – Se prueba el modelo propuesto para
un ejemplo de 6 barras, considerando dos tipos de planificación de la transmisión, una
estática y otra dinámica.
Capitulo 5: Aplicación al SIC CNE reducido – Se prueba el modelo propuesto en
una simplificación del SIC de 46 barras, la cual será subdividida en 3 zonas geográficas
Capitulo 6: Resultados y Discusión – Se discuten los distintos resultados obtenidos,
se compara la solución obtenida para el SIC con el Estudio de Transmisión Troncal 2010
(ETT, 2010) y se analizan las bondades y falencias de la herramienta
Capitulo 7: Conclusiones – Proyecciones de la herramienta y el porqué se debiera
utilizar
4
2 MARCO TEÓRICO DEL SECTOR ELÉCTRICO
Este capítulo tiene como finalidad entregar una visión global del funcionamiento de
los mercados eléctricos, haciendo énfasis en generación y transmisión, así como también
presentar una breve descripción del sector eléctrico en Chile y la legislación actual en el
sector de transmisión.
2.1 Introducción
En las décadas del 80 y el 90 alrededor del mundo, el sector eléctrico experimentó
un proceso de desregulación, pasando de un esquema de empresa verticalmente integrada,
donde la empresa es categorizada como de servicio público y cuenta con la protección del
Estado; a uno en que se separan las actividades de generación, transmisión y distribución,
con competencia en generación, y regulación en transmisión y distribución (Serrano R. ,
2004). Esquemáticamente los cambios introducidos se muestran en la Figura 2-1
Figura 2-1: Cambios introducidos por la regulación.
Se cambió la estructura de la industria eléctrica al demostrarse que los diversos
sectores pueden ser competitivos en cierta medida, llevándolos a una competencia en la
cual la mano invisible de la economía aumentará el beneficio de la sociedad (Smith, 1776).
5
2.2 Sector Generación
El sector generación no presenta economías de escala y por ende puede
desarrollarse en un marco de competencia. Sin embargo, la diferencia de esta industria con
cualquiera que produzca commodities, es la restricción tecnológica de poder almacenar el
producto, por lo cual una vez producido éste, debe ser consumido instantáneamente.
Debido a esta restricción, en el mercado se debe coordinar la oferta con la demanda, de
manera que siempre se esté en un equilibrio perfecto, para llegar a éste, existen modelos de
coordinación que son mostrados a continuación.
•Modelo Verticalmente Integrado: Todo el sector eléctrico está formado por una
gran empresa, que genera, transmite, distribuye y finalmente vende la energía que
se demanda. Con este método, no se necesita coordinación entre distintos agentes,
pero no se incentiva la eficiencia de los usos de los recursos (Rudnick H. , 2009).
•Modelo Pool Company (Poolco): Existe un operador central, el cual se preocupa
de la confiabilidad, seguridad, congestión, planificación y control de la red. Este
operador recibe las ofertas de precio y cantidad de energía por parte de los
generadores y en función de la demanda despacha las unidades asegurando una
operación al mínimo costo. Los consumidores y comercializadores compran la
energía en el mercado al precio del pool. Existe un mercado para los servicios
complementarios.
•Modelo Independent System Operator (ISO) y Power Exchange (PX): Existen 2
operadores principales. El ISO que se preocupa de los aspectos técnicos de
operación y planificación. El PX, es una bolsa de energía, que maneja el mercado
spot, en base a ofertas de generadores y demanda.
El incentivo está puesto en la libre competencia del sector, por esta razón son pocos
los países que aún siguen bajo un modelo verticalmente integrado (Francia). En Chile se
utiliza un sistema similar al Poolco en el cual el operador central es el CDEC, el que se
preocupa de preservar la seguridad de servicio, operar al mínimo costo y garantizar el
acceso abierto a los sistemas de transmisión.
6
2.3 Sector Transmisión
La transmisión, permite acercar distintos tipos de generación al consumidor, de esta
forma se puede aprovechar por ejemplo la hidroelectricidad de una central de embalse o de
una central térmica ubicada en la costa. Además, gracias a la transmisión, se pueden
coordinar los distintos medios de generación para minimizar los costos de producción y
proveer seguridad de suministro, ya que al interconectarse varios generadores, la
disponibilidad de suministro aumenta (Araneda, 2002). Este sector ayuda a la
competitividad en el mercado eléctrico al facilitar la interconexión y cuando existe
congestión en las líneas se da una señal económica de que el sistema se debe ampliar,
debido a la diferencia de precios que se crea por el desacople del sistema. Sin embargo, la
transmisión presenta significativas economías de escala, por lo que se constituye en un
monopolio que debe ser regulado.
En los mercados eléctricos desregulados, la búsqueda del más bajo costo para los
planes de expansión de transmisión es esencial tanto para el agente independiente de
planificación y los inversores en nuevas plantas de generación. El primero es responsable
de velar por la eficiencia económica de la expansión de la transmisión mientras que los
segundos serían capaces de predecir los costos de transmisión de acceso con el fin de
tomar decisiones acerca de lugares atractivos para sus instalaciones de generación (da
Silva, Gil, & Areiza, 2000).
2.4 Sector Eléctrico en Chile
El sector eléctrico en Chile tiene cuatro sistemas independientes, estos son; el
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), el Sistema Interconectado Central (SIC),
el Sistema Eléctrico de Aysén y el Sistema Eléctrico de Magallanes, los primeros 2 son los
más grandes e importantes.
7
• SING1: Se extiende entre Tarapacá y Antofagasta, cubriendo una superficie de
185.142 km2. Su capacidad instalada a diciembre de 2010 es de 3.575 MW. Las
principales tecnologías instaladas son; Gas natural (2.074 MW), Carbón (1.138
MW) y Petróleo (348 MW). Su consumo corresponde en un 90% a clientes libres.
Figura 2-2: Diagrama del SING
1 Fuente: CNE
8
• SIC2: Se extiende desde la rada de Paposo por el norte (Segunda región), hasta
la isla grande de Chiloé por el sur (Décima región). Su capacidad instalada a
diciembre de 2010, alcanza a los 11.845 MW. Las principales tecnologías
instaladas son; Hidro de embalse (3.768 MW), Gas natural (2.721 MW), Petróleo
(2.050 MW), Hidro de pasada (1.574 MW) y Carbón (1.354 MW). Su consumo
corresponde en un 71% a clientes regulados.
Figura 2-3: Diagrama del SING
2 Fuente: CNE
9
2.4.1 Leyes relacionadas con la transmisión.
Los comienzos de la energía eléctrica en Chile se remontan al alumbrado público
de la Plaza de Armas de Santiago, en 1883, pero la legislación sobre la energía eléctrica,
recién se inicia 20 años después (Rudnick H. , 2009). A continuación se mostrará un
compendio con las distintas leyes chilenas que afecten a la transmisión de energía eléctrica.
•(Ley 1.665, 1904): Tiene el objeto de establecer normas que fijen condiciones de
seguridad pública, el uso de propiedad o fiscal necesarias para instalaciones
eléctricas a través de concesiones otorgas por el Presidente de la Republica, y el
otorgamiento de permisos para líneas aéreas y subterráneas.
•(Decreto 252, 1925): El estado asume un papel regulador, se regula el
otorgamiento de concesiones para centrales y líneas de transmisión y distribución. Se
regula el otorgamiento de permiso por pasos de servidumbres. Criterio contable,
basado en una rentabilidad de 15% del capital inmovilizado de la empresa (activos
fijos)
• (DFL 1, 1982): El estado asume un rol subsidiario. Se regula producción,
transporte, distribución, concesiones y tarifas eléctricas. Reconoce monopolio en
redes (transmisión y distribución) y competencia en generación.
•(Decreto 6, 1985): Es el reglamento de los Centros de Despacho Económico de
Carga (CDEC). Entrega mecanismos de coordinación de la operación de sistemas de
generación y transmisión. Sus objetivos son la seguridad global, operación a mínimo
costo y uso compartido de sistemas de transmisión.
•(Ley Corta I, 2004): Modifica la regulación de la transmisión (peajes y
expansión). Crea mercado de servicios complementarios. Precisa peajes de
distribución. Solución de controversias vía panel de expertos.
2.4.2 Regulación actual de la expansión de la transmisión.
La reglamentación para el sector de transmisión se actualizó al aprobarse la (Ley
Corta I, 2004), por lo cual este capítulo detallará la reglamentación actual de este sector.
10
El sistema de transmisión se divide en 3 segmentos, la transmisión troncal,
subtransmisión y sistemas adicionales. En cada clasificación se regulan los activos de
diferente forma:
•Sistema Troncal: Califican aquellas líneas que muestren una variación relevante
en los flujos debido al abastecimiento optimo del sistema para diferentes escenarios,
que superen una tensión nominal de 220 kV y que sus flujos no abastezcan el
consumo de pocos clientes o provengan de un único generador. Por ejemplo la línea
Ancoa – Charrúa 500 kV.
•Sistema Subtransmisión: Califican las líneas que tienen una tensión nominal
entre los 20 y 154 kV. En general son líneas que conectan el sistema troncal con
zonas dispersas en donde pueden existir diversas empresas distribuidoras, y no
abastezcan a un sólo cliente. Por ejemplo la línea San Antonio – Melipilla 220 kV
•Sistemas Adicionales: Son líneas que conectan al sistema troncal o
subtransmisión tanto a las empresas generadoras, como a los grandes clientes. Estas
inversiones no están reguladas. Por ejemplo la línea que conectaría Hidroaysén a
Santiago.
El sistema troncal se caracteriza por ser de servicio público. La valoración de sus
activos se desarrolla en el Estudio de Transmisión Troncal (ETT, 2010), cada cuatro años,
el que permitirá calcular las tarifas por peajes para los años sucesivos. Además se encarga
de estudiar las expansiones del sistema. Sin embargo, cada año se actualizan a través de un
proceso de revisión entre la Comisión Nacional de Energía (CNE), el Ministerio de
Energía3, el CDEC y las empresas transmisoras, tomando en cuenta el cambio de
escenarios según el plan de obras. Las decisiones que abarca este proceso son tomadas con
el fin de conseguir un mayor beneficio social al sistema con un horizonte de planificación
de 10 años4. Este proceso parte con el envío de una primera propuesta que puede ser de
cualquier usuario, la cual es discutida, para llegar a la publicación del Plan de Expansión
3 Antes lo veía el Ministerio de Economía 4 15 años en el Estudio de Transmisión Troncal del 2010
11
Troncal. En el caso de que alguna de las partes no llegue a acuerdo, se recurre al Panel de
Expertos, los que deliberan y posteriormente se elabora el Decreto de Expansión Troncal
con la calendarización de las obras (Traub, 2009). Desde la entrada en vigencia de la (Ley
Corta I, 2004) se han realizado sólo 2 estudios de transmisión troncal, el 2006 y el 2010.
En el decreto de expansión troncal se ordena la expansión del sistema. Por su
naturaleza, se distinguen dos tipos de ampliaciones: Obras nuevas y Ampliaciones a obras
existentes. La primera consiste en instalar nueva infraestructura, y sigue un proceso de
licitación pública abierta. La segunda sigue un proceso de decreto de obra de expansión, en
que el propietario afecto a la instalación de la obra es quien la licita y luego desarrolla. En
la Figura 2-4 y Figura 2-5, se puede apreciar el proceso para proponer una expansión.
Figura 2-4: Proceso de expansión troncal 2009-2010 (1/2)5.
5 Fuente: Presentación Transelec, Cigré Oct. 2008 (Araneda, 2008)
12
Figura 2-5: Proceso de expansión troncal 2009-2010 (2/2)6.
Como se puede observar en las figuras anteriores, desde el momento en que se
propone una línea, hasta que entra en operación sin ningún atraso, pueden pasar fácilmente
4 años (Araneda, 2008), siempre y cuando los permisos ambientales, concesiones y
permisos de servidumbre sean un proceso rápido y eficiente.
Figura 2-6: Cronograma de revisión anual del plan de expansión troncal7.
No hay que olvidarse que se está en un mercado con diversos actores de generación
y consumo, los cuales pueden tomar decisiones, que pueden afectar a las decisiones de
6 Fuente: Presentación Transelec, Cigré Oct. 2008 (Araneda, 2008) 7 Fuente: Presentación Transelec, Cigré Sep. 2009 (Araneda, 2009)
13
expansión. Considerando la comparación mostrada en la Figura 2-6, se observa la
importancia de evaluar las incertidumbres relacionadas a la instalación de centrales. La
instalación de una central puede significar diferentes modificaciones, como la necesidad de
agregar líneas y/o aumentar la capacidad de líneas existentes o disminuir el uso de algunas
líneas.
El Estudio de Transmisión Troncal (ETT) ha tenido ya 2 procesos, (ETT, 2006) y
(ETT, 2010). Como ya se ha mencionado anteriormente, estos estudios son los que definen
“el esqueleto” de la planificación de la transmisión en Chile, debido a que en función de
sus resultados se sabe que obras de transmisión se licitarán y en cuales instalaciones
existentes se deberá ampliar su capacidad. Un desafío importante que deben enfrentar estos
estudios es la incertidumbre, debido a que si no se toma una decisión de inversión, se
puede llegar a una solución que sea sub-óptima.
Tabla 2-1: Comparación modelación ETT
En la Tabla 2-1, se realiza una comparación entre la modelación de los 2 procesos,
donde se puede destacar que en (ETT, 2006), se ve 1 escenario, el horizonte de estudio es
de 10 años con 4 bloques de demanda. En (ETT, 2010) se evalúan 3 escenarios a 15 años,
con 5 bloques de demanda. Esto puede explicar en parte que el monto de las inversiones
ETT 2006 ETT 2010Escenarios de Oferta 1 3
Escenarios de Demanda 1 1
Total Escenarios 1 3
Horizonte de Estudio 10 años 15 años
Hidrologías consideradas 43 48
Bloques de Demanda 4 5
Programa de Modelación SDDP SDDP
Flujo de Potencia AC AC
Escenarios de factibilidad Técnica 4 3
Inversión total en líneas y trafos propuestos en US$ del 2010 381 MMUS$ 1421 MMUS$
Aumento de la Demanda anual Promedio 3619 GWh 3293 GWh
Aumento de la Oferta anual Promedio 679 MW 680 MW
Etapas mensual mensual
14
propuestas el 2010 sea mayor a las del 2006, ya que al aumentar el número de años de
simulación, el horizonte efectivo sube de 6 años (10-4) a 11 años (15-4), eso sumado a la
incertidumbre resultan en que el ETT del 2010 exige un plan más robusto, lo cual significa
un costo mayor de inversión. Otra razón de la baja inversión propuesta en el ETT del 2006,
es que por norma técnica se permitió el uso de los esquemas DAC y DAG, mientras que en
el ETT del 2010 no se permitió por modificación a la norma técnica, como resultado, se
traslado inversión desde el ETT del 2006 al ETT del 2010.
En el ETT del 2006 se realiza un análisis exhaustivo para el caso base, y luego de
obtenerse los proyectos de expansión necesarios, se evalúa el comportamiento técnico de
los distintos escenarios, en otras palabras sólo se evalúa la confiabilidad y seguridad del
sistema, dejándose de lado un análisis económico y de incertidumbre. En cambio en el
ETT del 2010, se realiza un análisis exhaustivo para los 3 escenarios, donde en función de
cada escenario, se propone la expansión necesaria. Como resultado, se obtiene que los
proyectos de expansión a entrar en los distintos escenarios sean idénticos, cambiando sólo
las fechas de ingreso. Este estudio hace un gran avance en la modelación de la
incertidumbre y analiza de forma individual los proyectos, mediante la minimización del
máximo arrepentimiento, cual es la fecha ideal para su entrada en operación.
Otro gran avance en el ETT del 2010, es la ampliación del horizonte de estudio de
10 a 15 años, ya que como se observa en la Figura 2-7, el horizonte utilizado para ambos
estudios, incluye 4 años en los cuales no pueden existir cambios, diferentes a los previstos,
en la configuración de líneas (Araneda, 2009).
Figura 2-7: Horizonte de evaluación ETT 20068.
8 Fuente: Presentación Transelec, Cigré Sep 2009 (Araneda, 2009)
15
Al ampliarse a 15 años el horizonte de estudio, se está realizando en realidad un
análisis de 11 años, lo cual ayuda a tener una visión de más largo plazo.
Un ejemplo de lo que puede ocurrir si se considera un horizonte de evaluación a
mediano plazo, esta presentado en la Figura 2-8. En este ejemplo, se puede observar que si
se utiliza una planificación de mediano plazo, se realiza una inversión mayor por cada MW
de capacidad adicional, ampliándose constantemente e instalando un mayor número de
líneas, mientras que con una planificación de largo plazo, se opta por una inversión mayor,
la cual significa un menor costo del MW de capacidad adicional sin ser necesario nuevas
expansiones, ya que se cuenta con 510 MW extra de capacidad.
Figura 2-8: Ejemplo de desarrollo sustentable9.
Se puede concluir de lo mencionado anteriormente, que entre más escenarios se
evalúen y más grande sea el horizonte de tiempo, se puede llegar a una mejor solución. El
gran problema de esta afirmación, es que con cada año adicional y/o escenario adicional, el
problema a resolver se vuelve más complejo, siendo cada vez más difícil la modelación, y
el poder obtener una solución optima.
9 Fuente: Presentación Transelec, Cigré Oct. 2008 (Araneda, 2008)
16
3 METODOLOGÍA Y DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA
PROPUESTA
El clásico problema de planificación de expansión de la transmisión, ha recibido
amplia atención en los últimos 20 años. Referencias técnicas se pueden clasificar de
acuerdo a la metodología utilizada para resolver el problema (Carrión, Arroyo, & Alguacil,
2007). Dentro de las distintas metodologías se pueden mencionar las siguientes técnicas de
planteamiento y solución de este complejo problema.
Se han utilizado técnicas de programación lineal (Villasana, Garver, & Salon,
1985) y (Kaltenbach, Peschon, & Gehrig, 1970), programación entero mixta (Bahiense,
Oliveira, Pereira, & Granville, 2001), (Alguacil, Motto, & Conejo, 2003), métodos
dinámicos de programación (Dusonchet & El-Abiad, 1973) y técnicas de descomposición
(Romero & Monticelli, 1994) también se han aplicado al problema.
Los enfoques de heurística (Romero, Gallego, & Monticelli, 1996), (Oliveira,
Costa, & Binato, 1995), algoritmos genéticos (GA) (Rudnick, Palma, Cura, & Silva, 1996),
(da Silva, Gil, & Areiza, 2000) y (Silva I. D., Rider, Romero, Garcia, & Murari, 2005), y
teoría de juegos (Contreras & Wu, 2000) se han aplicado como métodos alternativos a las
herramientas basadas en optimización.
Aspectos de incertidumbre del problema también se han analizado. Por ejemplo, en
(Fang & Hill, 2003) y (Buygi, Balzer, Shanechi, & Shahidehpour, 2004) se enfocó el
problema a la incertidumbre ocasionada por los mercados eléctricos, mientras que las
incertidumbres asociadas con la fiabilidad de los componentes de red se modelaron en
(Choi, Tran, El-Keib, Thomas, Oh, & Billinton, 2005). Una revisión bibliográfica detallada
del problema expansión de la transmisión se puede encontrar en (Latorre, Cruz, Areiza, &
Villegas, 2003).
3.1 Descripción de diversos modelos de solución
En primer lugar se deben entender los principios de la obtención de soluciones
óptimas según distintos análisis y métodos, por lo cual se explicará de forma simple y
resumida los distintos modelos utilizados en la expansión del sistema de transmisión.
17
3.1.1 Programación Lineal
El problema de la planificación de la expansión se ha resuelto en muchas ocasiones
mediante este método, donde usualmente la función objetivo a minimizar son los costos y
las restricciones están relacionadas con los aspectos técnicos, confiabilidad de sistema y
económicos.
Un método de solución se puede obtener combinando un problema de flujo DC con
un problema de transporte (Villasana, Garver, & Salon, 1985), en el cual la solución del
problema identifica dónde existen limitaciones de capacidad, a la que se deben añadir
nuevos circuitos y la cantidad de nueva capacidad que se necesita.
Otro método es aquel que va iterando año a año, probando todas las combinaciones
posibles (nodo a nodo) y se escogen las que ayuden a eliminar las sobrecargas de las líneas
del sistema y la combinación de menor costo (Kaltenbach, Peschon, & Gehrig, 1970).
Como resultado esta modelación obtiene al final del período de estudio una red óptima
para el período final, pero tiene un gran costo computacional, ya que los tiempos de
cálculo crecen exponencialmente con la cantidad de nodos estudiados.
En resumen, estos modelos no están obsoletos pero se deben restringir bien las
variables de decisión y dejar un grupo selecto de líneas candidatas antes de entrar a
simular, ya que en el proceso iterativo se gasta mucho tiempo en obtener una solución
óptima. Además estos modelos no incorporan la incertidumbre.
3.1.2 Programación Entera Mixta
Se han utilizado “cortes de seguridad” (Sharifnia & Aashtiani, 1985), esto consiste
en excluir las soluciones inseguras desde el espacio de solución del problema, hasta que la
solución obtenida por el algoritmo de minimización de costos es segura. La característica
importante de este procedimiento es que nunca los cortes de seguridad añadidos excluyen
las soluciones seguras, con lo que la seguridad se logra sin perder la optimalidad.
La formulación disyuntiva entera mixta del problema de expansión de la
transmisión (Bahiense, Oliveira, Pereira, & Granville, 2001) permite el uso de las técnicas
clásicas de optimización combinatoria, por lo que garantiza la obtención de una solución
18
óptima. Una formulación alternativa disyuntiva se presentó que era más estricta que la
formulación normal, resultando en una reducción significativa del esfuerzo de cómputo.
A diferencia de los modelos de programación lineal, este enfoque permite disminuir
los tiempos computacionales, pero al igual que el otro modelo, aún no incluye la
modelación de la incertidumbre.
3.1.3 Métodos Dinámicos
Existe un método que es similar a un gran proceso de Markov finito secuencial en
el tiempo (Dusonchet & El-Abiad, 1973). La idea básica es una optimización dinámica
discreta, combinada con un procedimiento de búsqueda determinista con programación
dinámica probabilística y utiliza un criterio de parada heurístico. Este método está
diseñado para tomar ventaja de cualquier información que se sabe sobre el problema, y lo
más importante es que hace uso de las probabilidades de ocurrencia de los diversos
eventos. El gran problema de este método, es que las probabilidades de ocurrencia son un
parámetro fijo y no una variable desconocida.
3.1.4 Técnicas de Descomposición
Una de las trabas principales del problema de la planificación es la no convexidad
del problema, por lo cual con la descomposición jerárquica (Romero & Monticelli, 1994)
ha demostrado ser una heurística eficaz para hacer frente a la no convexidad. La
implementación actual del enfoque de descomposición jerárquica utiliza tres diferentes
niveles de modelación de la red: los modelos de transporte, modelos híbridos, y modelos
de flujo de potencia lineal. Se resuelve el problema en 3 fases, utilizando cortes de Benders
(Benders, 1962), en las fases iniciales se toma un problema relajado, y en la última fase se
resuelve un problema totalmente restringido, utilizando los cortes realizados en las fases
anteriores.
3.1.5 Heurística
Los métodos heurísticos son una alternativa al modelo de optimización matemática.
El término heurística es usado para describir todas aquellas técnicas que, en lugar de usar
una aproximación de optimización clásica, van paso a paso generando, evaluando, y
seleccionando opciones de expansión. Para hacer esto, realizan búsquedas locales con la
19
guía de reglas lógicas o empíricas y/o sensitivas. El uso de algoritmos heurísticos resulta
muy atractivo porque se pueden encontrar buenas soluciones factibles con poco esfuerzo
computacional. Sin embargo, no es posible garantizar que se pueda encontrar la solución
óptima (Serrano R. , 2004).
3.1.6 Algoritmos Genéticos
Se ha utilizado la aplicación de algoritmos genéticos mejorados (IGA10) para hacer
frente al problema de planificación de expansión en transmisión (da Silva, Gil, & Areiza,
2000). La convergencia hacia la solución óptima global no puede ser demostrada, los
algoritmos heurísticos de optimización son una buena herramienta para resolver problemas
difíciles como la optimización de un sistema de transmisión eléctrico. Se debe destacar que
un algoritmo de este tipo simula de buena manera el ambiente cambiante en la
planificación, ya que constantemente el problema va mutando según las decisiones pasadas
y las expectativas futuras de los distintos agentes.
3.1.7 Teoría de Juegos
La teoría de juegos se ha introducido en la planificación de la expansión de la
transmisión desde que se empezó a desregular los mercados eléctricos. Debido a que con
un estado planificador, era sólo un agente el que tomaba todas las decisiones y hoy en día
existen varios agentes, todos inteligentes y con distintas funciones de utilidad, por lo cual
cada uno busca maximizar su utilidad, sin que necesariamente sea un óptimo global de la
sociedad.
Se ha estudiado la asignación de los costos de transmisión de una manera
descentralizada (Contreras & Wu, 2000), desarrollando un sistema multi-agente que se
basa en un procedimiento conocido como teoría de juegos cooperativos. Con este enfoque,
los agentes son capaces de formar coaliciones kernel-estables. Otro trabajo que utiliza la
teoría de juegos cooperativos es (Serrano R. , 2004)
10 Improved Genetic Algorithm
20
Los beneficios de considerar una metodología de este tipo, es que ayuda a modelar
el efecto de las decisiones de un generador principal sobre otros, y como estas
interacciones afectan en la planificación de redes robustas.
3.1.8 Maximización de la Utilidad de la Sociedad (Social Welfare)
Esta es una metodología nueva, la cual genera una función de utilidad que
considere el consumo de energía y se busca maximizar esta función de utilidad de la
sociedad, comparando distintos planes de expansión. (Liu, Shen, Zabinsky, Liu, Courts, &
Joo, 2008). Este trabajo parte de la premisa que el sistema de transmisión de un mercado
eléctrico competitivo, es analizado desde su impacto en el bienestar social.
Se consideran las variaciones de la oferta y la demanda durante el año, para las
decisiones de transmisión. La propuesta de optimización del problema del bienestar social
se resuelve para determinar el estado de congestión en la transmisión en las condiciones
óptimas del sistema actual. Las opciones de transmisión se comparan cuantitativamente
según su capacidad de incrementar el bienestar social, el cual proporciona valiosa
información para la transmisión a largo plazo. Este método proporciona una herramienta
sistemática y cuantitativa para la evaluación de bienestar social que no está disponible en la
industria de hoy.
3.2 Revisión de la modelación de la incertidumbre
La modelación de la incertidumbre, se ha tratado de diversas maneras en el
problema de la planificación del sistema de transmisión, por lo cual en primer lugar se
mostrará un pequeño cuadro resumen, con trabajos de los últimos 20 años, que tratan la
incertidumbre y las clasificaremos según los distintos métodos de solución que se mostró
anteriormente.
21
Tabla 3-1: Cuadro resumen de modelos con incertidumbre.
3.2.1 Incertidumbre de los mercados eléctricos.
La incertidumbre de los mercados eléctricos en el problema de la planificación de
un sistema de transmisión, como se puede apreciar en la Tabla 3-1, ha sido atacado con
diversos métodos y enfoques. Estos modelos se pueden agrupar en 2 amplios grupos, uno
que agrupa todos los métodos enfocados en buscar un optimo siguiendo una lista de
diversos pasos a seguir. El otro gran grupo lo conforman, las herramientas de decisión y
heurísticas.
a) Métodos tradicionales
El trabajo de (Fang & Hill, 2003) utiliza la programación lineal entera mixta,
planteando un cambio en la función objetivo a minimizar, donde el cambio es la
introducción de un parámetro ��,� que es un factor de penalización por botar un consumo t
en la barra i. Este cambio busca diferenciar los consumos dentro de una misma barra, lo
cual se traduce en un cambio en el análisis de decisiones, debido a la incertidumbre
producida por la toma de decisiones de los diversos actores del mercado.
Tipo de Incertidumbre
Método Herramienta o Enfoque Referencia
minmax(arrepentimiento) (Fang & Hill, 2003)Transmision flexible (Zhao, Dong, Lindsay, & Wong, 2009)
Descomposición de Benders
Impacto expansión de la generación
(Tor, Guven, & Shahidehpour, 2008)
Branch and Bound
Demanda (Wu, Cheng, & Xing, 2009)
Perfil de precios (Buygi, Balzer, Shanechi, & Shahidehpour, 2004)trade off/risk method (Crousillat, Dorfner, Alvarado, & Merrill, 1993)
minmax(arrepentimiento) (Miranda & Proenca, 1998)Carga y generación eólica (Yu, Chung, Wong, & Zhang, 2009)Ambientes desregulados (Maghouli, Hosseini, Buygi, & Shahidehpour, 2009)
Demanda (Silva I. J., Rider, Romero, & Murari, 2006)
Confiabilidad de la Red
Branch and Bound
Criterios probabilisticos (Choi, Tran, El-Keib, Thomas, Oh, & Billinton, 2005)
Aproximación estocástica (Carrión, Arroyo, & Alguacil, 2007)Bilevel Programming (Arroyo & Galiana, 2005)minmax(arrepentimiento) (Arroyo, Alguacil, & Carrión, 2010)
Mercados eléctricos
Programación no lineal Entera mixta
Herramientas de analisis-decision
Algoritmos Geneticos
Problema de amenazas terroristas
Programación Lineal Entera
mixta
22
Otro método, se preocupa de ver el impacto en la congestión de la transmisión y el
costo de la inversión en generación en el horizonte de planificación. Se utiliza
descomposición de Benders (Tor, Guven, & Shahidehpour, 2008) separando el problema
original en dos sub problemas, que representan la seguridad y el funcionamiento optimo.
Un método que utiliza Branch and Bound (Wu, Cheng, & Xing, 2009), estudia el
problema del corte mínimo de cargas existentes en el proceso de planificación de
expansión de la red de transmisión, cuando la carga es incierta y expresada en
intervalos. El modelo de pérdida mínima de carga se establece y se puede resolver, para
obtener el valor máximo del mínimo desprendimiento de carga cuando la carga es
incierta. Este método de evaluación se aplica con un algoritmo de búsqueda, mediante
adaptación al azar para resolver el problema de planificación de expansión de la
transmisión.
b) Herramientas de decisión y heurísticas
El perfil de precios es una metodología presentada por (Buygi, Balzer, Shanechi, &
Shahidehpour, 2004), la cual muestra un nuevo enfoque basado en el mercado para la
planificación de transmisión en mercados desregulados. Esta herramienta probabilística, se
preocupa del cálculo de funciones de densidad de probabilidad de los precios nodales. Este
enfoque fomenta y facilita la competencia entre todos los participantes, considera
incertidumbres aleatorias y no aleatorias del sistema y selecciona el plan final a ejecutar
después de la evaluación de riesgos de todas las soluciones.
El método del trade-off (Crousillat, Dorfner, Alvarado, & Merrill, 1993) consta de
tres pasos principales. En el primero se formula el problema en términos de una función
objetivo que se desea optimizar. Dicha función objetivo depende de varias variables, las
cuales se denominan atributos. Una vez definidos los atributos, estos se evalúan en una
gran cantidad de escenarios posibles.
El segundo paso es usar el concepto de trade-off para identificar el “grupo de
decisión”, el cual se alcanza luego de eliminar aquellos planes Pareto dominados.
Finalmente se aplican criterios y reglas sobre el grupo de decisión de manera de
generar los planes factibles, para el desarrollo de una estrategia final.
23
Esta herramienta busca elegir un plan de expansión de manera similar a la
herramienta del mínimo arrepentimiento, la diferencia se encuentra en que esta
metodología busca satisfacer varios parámetros, los cuales tienen un nivel de jerarquía
(Socías, 2002).
Otras herramientas utilizadas son la minimización del máximo arrepentimiento
(Miranda & Proenca, 1998) y los algoritmos genéticos aplicados con distintos enfoques
(Yu, Chung, Wong, & Zhang, 2009), (Maghouli, Hosseini, Buygi, & Shahidehpour, 2009)
y (Silva I. J., Rider, Romero, & Murari, 2006).
La metodología que se propone en la presente tesis, utilizara minimización del
máximo arrepentimiento en la definición de la función de utilidad y se utilizará la
heurística de los algoritmos genéticos, para la búsqueda de soluciones.
3.2.2 Incertidumbre en la confiabilidad de la red.
Se escoge el mejor plan de expansión del sistema de transmisión teniendo en cuenta
un criterio de confiabilidad probabilística (RLOLE11). Este método planteado por (Choi,
Tran, El-Keib, Thomas, Oh, & Billinton, 2005) minimiza el presupuesto de inversión, para
la construcción de nuevas líneas de transmisión sujeto a criterios de fiabilidad
probabilística, considerando las incertidumbres de los elementos del sistema de
transmisión. Dos criterios de fiabilidad probabilística se utilizan como restricciones. El
primero se trata de un criterio de confiabilidad del sistema de transmisión (RLOLETS)
restricción, y el otro es un criterio de confiabilidad de nodo (LOLEBus).
3.2.3 Incertidumbre de ataques terroristas
En el último tiempo se ha escrito bastante sobre el problema del terrorista v/s el
problema del planificador, donde por lo general, este problema consta de 3 partes, la
primera donde actúa el planificador, y expande el sistema, minimizando costos con
diferentes metodologías, por ejemplo (Carrión, Arroyo, & Alguacil, 2007) utilizan la
minimización del máximo arrepentimiento. La segunda parte del problema donde actúa el
terrorista, el cual viendo las mallas (y sabiendo o no, las expansiones) decide maximizar el
11 LOLE: Loss of Load Expectation (Perdida de carga esperada)
24
desastre (perdida de carga), utilizando los mínimos recursos, en otras palabras, busca el
eslabón más débil del sistema de transmisión. Finalmente el planificador luego del ataque
del terrorista bota la menor carga posible. Generalmente se utilizan N planes de expansión,
y M escenarios terroristas, y se busca el plan de expansión que minimice el máximo
arrepentimiento, que en general es la carga que se debe dejar de suministrar debido al
ataque terrorista.
Se puede destacar que la solución del problema del terrorista en Chile, se puede
utilizar para detectar el eslabón más débil del SIC (o SING) y así estar preparados, cuando
ocurran desastre de magnitudes como el terremoto que afectó a la zona centro-sur de Chile
en Febrero del 2010.
3.3 Detalle de la metodología a utilizar
La metodología propuesta consta de 3 partes, en primer lugar se debe recolectar los
costos de operación con diversas configuraciones, demandas, ofertas de generación y
escenarios a evaluar. Con esta información se puede obtener la expansión que minimiza los
costos totales en cada escenario, debido a que el número de expansiones posibles (NEP),
se comporta con la siguiente ecuación, donde T es la cantidad de periodos y L el número
de líneas a evaluar.
NEP=(� + 1) (3.1)
La ecuación anterior limita la posibilidad de realizar una enumeración completa
de los costos totales de cada expansión posible, cuando existan muchas líneas a evaluar en
un horizonte de muchos períodos, por esta razón, se realiza una búsqueda mediante
algoritmos genéticos de la expansión óptima para cada escenario, la cual busca una
solución sin la necesidad de probar todas las combinaciones posibles.
Finalmente, en la tercera parte se obtiene el arrepentimiento, el cual busca
nuevamente mediante algoritmos genéticos la expansión que minimiza el máximo
arrepentimiento. Se puede observar un pequeño resumen del proceso en la Figura 3-1.
25
Figura 3-1: Resumen pasos a seguir en la metodología.
3.3.1 Supuestos de la operación
Los supuestos realizados para la modelación de la operación de un sistema son:
• Se utiliza un flujo óptimo de potencia DC, y se calcula pérdidas en las líneas de
transmisión, con una iteración
• Las restricciones de operación consideradas son el límite de potencia por las
líneas, límite de generación y de demanda no suministrada, y equilibrio de potencia
activa.
• La modelación de la carga, se realiza por medio de bloques horarios que
aproximan la curva de demanda.
• Centrales hidroeléctricas de embalse funcionan con un factor de planta que es
función de la hidrología y del bloque de demanda, además se considera que no
existen embalses capaces de almacenar agua de un año a otro.
• En las centrales hidroeléctricas de pasada, el factor de planta es sólo función de
las hidrologías, dado que éstas no pueden almacenar agua.
• Los costos de falla de corta duración no se incorporan debido a que el despacho
de generación determinado para cada alternativa se ha condicionado para respetar
los límites de transferencia en cada uno de los tramos ubicados al interior de esta
zona. Estos límites fueron determinados con el criterio “N-1”, de manera que la
pérdida de un circuito en el tramo no sobrecarga los restantes y no se requiere
Se realizan flujos de potencias para obtener los costos de operacion de las diversas configuraciones
Se unen temporalmente con sus respectivos costos de inversion los planes de expansion, y se escoge la mejor por escenario mediante GA
Se obtienen los arrepentimientos de las diversas expansiones, y se busca el mejor mediante GA
26
desconexión de carga ni de generación, considerando la redistribución de flujos en
líneas paralelas.
Luego, el problema de operación con una configuración de líneas cl, un escenario e,
una hidrología h, el bloque de demanda bd y el periodo t se puede expresar
matemáticamente como la minimización del costo de operación y falla para una condición
determinada del sistema:
CO �,�,�,��,� = minθ,��C��� �,�,�,��,� + C�����
�,�,�,��,�� (3.2)
C��� �,�,�,��,� = ∑ Cmg! ∗ p!
�,�,�,��,�$%!&' (3.3)
C����� �,�,�,��,� = ∑ (lp ∗ r+
�,�,�,��,�$,+&' (3.4)
Se debe cumplir para todos los flujos de potencia óptimos:
Balance de potencia:
∑ p! �,�,�,��,�
$%!&' + ∑ r+
�,�,�,��,�$,+&' = ∑ D+
�,��,�$,+&' (3.5)
Limite de generación:
p!.!$ ≤ p!
�,�,�,��,� ≤ p!.�0 , 1 ≤ i ≤ n2 (3.6)
Limite de demanda no suministrada:
0 ≤ r+ �,�,�,��,� ≤ D+
�,��,� , 1 ≤ j ≤ n� (3.7)
Restricción de transmisión:
−F�.�0 ≤ f�
�,�,�,��,� ≤ F�.�0 , 1 ≤ l ≤ n� (3.8)
Donde
CO �,�,�,��,� : Costo de operación de 1 hora con la configuración de líneas cl, un
escenario e, una hidrología h, el bloque de demanda bd y el periodo t
Cmg! : Costo variable de operación de la central i
p! �,�,�,��,� : MW generados en la central i con la configuración de líneas cl, un
escenario e, una hidrología h, el bloque de demanda bd y el periodo t
27
(lp : Costo de falla de energía no suministrada de largo plazo
r+ �,�,�,��,� : MW no suministrados en la barra j con la configuración de líneas
cl, un escenario e, una hidrología h, el bloque de demanda bd y el periodo t
D+�,��,� : Demanda en MW de la barra j, en un escenario e, el bloque de
demanda bd y el periodo t
p!.!$ : Generación mínima de la central i
p!.�0 : Generación máxima de la central i
f� �,�,�,��,� : Flujo por la línea l con la configuración de líneas cl, un escenario e,
una hidrología h, el bloque de demanda bd y el periodo t
n2 : Numero de generadores
n� : Numero de barras
n� : Numero de líneas
C : Numero de configuraciones de líneas
3.3.2 Cálculo de los costos totales
Se realizan simulaciones de flujo óptimo de potencia, para obtener el
comportamiento del sistema bajo distintas configuraciones de líneas, hidrologías,
demanda, oferta y escenarios. De manera que si se quieren evaluar L proyectos de líneas,
considerando H hidrologías posibles, con Nbd bloques de demanda, E escenarios distintos
y con un horizonte de estudio de T periodos, se deben realizar F flujos de potencia
óptimos.
C=(2) (3.9)
F≤C ∗ H ∗ N�� ∗ E ∗ T (3.10)
La cantidad de configuraciones posibles de líneas por año (=>) viene dada en la
ecuación 3.9, lo cual es una simplificación de la ecuación 3.1 con T=1. Como se puede
28
apreciar en la ecuación 3.10, en algunos casos no es necesario realizar todos los flujos de
potencia. Esto sucede, cuando se sabe de antemano, que una configuración de línea no
puede estar operativa para un año. Considerando la configuración de líneas cl, el escenario
e, la hidrología h, el bloque b, en el periodo t entonces el costo de operación de una hora
para ese flujo de potencia óptimo es =?@A,B,C,DE,F.
Fuente: Manual Matpower 4.0
Figura 3-2: Modelación de MATPOWER de un flujo optimo de potencia
Para realizar los flujos de potencia, se utilizó una herramienta de MATLAB,
llamada MATPOWER, (Zimmerman, Murillo-Sanchez, & Thomas, 2009), la cual dentro
de sus múltiples funciones incluye el cálculo de un flujo óptimo de potencia. Este flujo de
potencia óptimo resuelve el problema mostrado en la Figura 3-2, el cual es equivalente a la
modelación mostrada en el capítulo anterior.
Teniendo los costos =?@A,B,C,DE,F, para obtenerse los costos de operación anuales
=?B,F@A se debe utilizar la ecuación (3.11), considerando que cada bloque de demanda tenga
una duración Tblob para el bloque b.
CO�,� � =
∑ H∑ �COcl,e,h,bd,t∗O���,�P,, QR
S
TUVW∗X (3.11)
29
Teniendo el costo de operación anual =?B,F@A , se puede pasar a la siguiente fase que
consiste en ir probando distintas combinaciones de configuraciones de líneas validas a lo
largo del horizonte de estudio, para cada escenario.
3.3.3 Algoritmo Genético (GA) utilizado
Existen ocho conceptos básicos en los algoritmos genéticos, necesarios para
entender la estructura de esta heurística, los cuales son; población, variabilidad genética,
generación, padres, función de evaluación, hijos, recombinación y mutación.
La población es una agrupación de soluciones factibles que es subconjunto de las
soluciones posibles, el tamaño de la población debe ser un número lo suficientemente
grande para permitir variabilidad genética, pero lo suficientemente pequeño para que los
tiempos de simulación no sean muy largos.
La variabilidad genética es una característica de las poblaciones, y entre más
distintos sean los valores de las soluciones, mayor variabilidad genética existe.
La cantidad de generaciones es el número de veces que la heurística itera, para
obtener nuevas soluciones, por lo general en una generación se recombinan los padres y
en la siguiente generación aparecen las soluciones hijo.
Se llama padres a las soluciones escogidas en una generación para reproducirse,
esta selección es el corazón de los GA, ya que al permitir que sólo se reproduzcan las
mejores soluciones, por selección natural en las últimas generaciones debieran ser mejores
que las primeras.
La función de evaluación es la que se busca minimizar o maximizar, no debe
cumplir ningún requisito particular, sólo debe ser un valor que se asocie a cada solución,
con el cual se pueda saber qué soluciones son mejores que otras.
Se llama hijos a las soluciones que son producto de una recombinación de 2 o más
padres.
La recombinación consiste en mezclar mediante algún método 2 soluciones, por
ejemplo si tenemos dos padres P1=(x1, y1) y P2=(x2, y2), entonces las recombinaciones
posibles entre estos dos padres son H1=(x1, y2) y H2=(x2, y1).
30
La mutación es un proceso que logra aumentar la variabilidad genética, al permitir
que algunos individuos de la población (por lo general los mejores), puedan entregar
nuevas soluciones, al modificar uno (o más) de sus parámetros, sin tener que recombinarse
con otra solución. Por ejemplo consideremos el candidato a mutar X=(x1, y1), una de las
tantas mutaciones posibles seria X1=(x3, y1).
Esta herramienta heurística se utiliza 2 veces en la metodología, en primera
instancia para obtener planes de bajo costo para cada escenario y luego para buscar un plan
de expansión con el mínimo máximo arrepentimiento. Se debe destacar que esta
herramienta no garantiza la obtención de un óptimo, pero una solución muy buena, con
bajos costos computacionales.
Las soluciones de los planes de expansión son vectores de T elementos, en el que el
i-esimo elemento es la configuración de líneas que se utiliza en el i-esimo periodo.
Entonces por ejemplo en la ecuación (3.12) se muestra el formato de una solución, donde
X i es un número entero que va desde 1 a CL, además Xi+1 debe tener por lo menos las
mismas líneas que Xi (o más), ya que año a año se agregan líneas o se mantiene la misma
configuración, por ningún motivo se quitan líneas.
(3.12)
El primer paso que se realiza es obtener una población inicial, la cual debe respetar
las condiciones mencionadas anteriormente. Los pasos a seguir son los siguientes:
• Se define el tamaño de la población
• Se crean los individuos pertenecientes a la primera generación, realizando para
cada individuo nl sorteos, uno por cada línea a evaluar, en el cual se toma al azar un
número entre el rango [(El), (kp*(T-E l)+ El)], donde El, es el primer periodo donde
puede entrar la línea l, kp es una constante ajustable y T el horizonte de estudio,
este número escogido al azar entrega el año de entrada de la línea a la solución, si
este número es mayor a T, la línea en cuestión no entra en esa solución.
• Ya teniendo la población inicial, a todas las soluciones, se le entrega la
generación a la cual pertenece, se guarda el valor de su función de evaluación y se
(X1 , X2 , … , Xi , … XT-1 , XT)
31
les ordena de mejor solución a peor. Estando ordenadas, se eliminan las soluciones
duplicadas, se distribuye en función del lugar de la lista la vida útil, de manera que
las mejores soluciones tendrán una mayor vida útil, esto para remarcar aun más las
condiciones de la evolución, donde sobreviven los más fuertes.
• Se inicia el proceso iterativo que va de generación en generación, en esta
herramienta el numero de generaciones es fijada por el usuario, pero se puede
introducir algún criterio de convergencia para detener la iteración. El proceso se
detalla a continuación.
1. Paso de la generación g a la generación g+1
2. Selecciono a las soluciones cuya suma de su vida útil y su generación de
nacimiento sea menor a g+1, estas son las soluciones que dejarán de existir,
por lo cual se eliminan.
3. Selecciono al azar a las parejas de padres dentro de la mejor mitad de la
población, por cada pareja de padres existirán a lo más 2 hijos. Para
favorecer la variabilidad genética, se testea que los padres no sean muy
similares. El número de parejas seleccionadas, es función del límite de la
población y de las soluciones que han llegado al final de su vida útil
4. Los hijos son una recombinación simple entre los padres, donde se sortea al
azar el año en que se recombinan, por ejemplo si el horizonte de estudio son
5 años y por sorteo se deben recombinar en el 3er año y los padres por
simplicidad los escribimos como el año en que ingresa una línea, entonces
tenemos que los padres son P=(0; l1; l2; l3; 0) y M=(l4; 0; 0; 0; l5), entonces
los hijos serian H1=(0; l1; l2; 0; l5) y H2=(l4; 0; 0; l3; 0). En caso que los hijos
sean idénticos, sólo se considera 1. Finalmente a cada hijo se le entrega su
generación de nacimiento, y el valor de su función de utilidad.
5. El número de soluciones que deben mutar, depende de cuántas muertes y
nacimientos ocurrieron, de forma que se mantenga el tamaño de la
población. Al mutar una solución, se mantiene la solución original y una
solución mutada.
32
6. Se escogen al azar las soluciones que deben mutar dentro del mejor cuarto
de la población. Para cada solución escogida la mutación consiste en
escoger al azar un año del horizonte de estudio y una línea de los proyectos
sujetos a evaluación, de esta manera si en el año escogido la línea no está
instalada, se instala ese año, si la línea si está instalada ese año, se saca de
todo el horizonte la línea en cuestión. De esta manera si la solución que
mutara es A=(l1; 0; l2; 0; l3), el año escogido es 2 y la línea es l4, entonces la
mutación será X1=(l1; l4; l2; 0; l3), si la línea que muta fuera l1 en vez de l4 la
mutación será X2=(0; 0; l2; 0; l3) y si la línea que muta fuera l3 en vez de l4
la mutación será X3=( l1; l3; l2; 0; 0). Finalmente a cada mutante se le
entrega su generación de nacimiento, y el valor de su función de utilidad.
7. Finalmente se agrega a la población las soluciones hijos y mutantes, y se
ordenan siguiendo el valor de la función de utilidad, se reparte nuevamente
la vida útil a todas las soluciones, dándole más a las mejores soluciones. Se
regresa al punto 1, a no ser que se haya excedido el número de generaciones
a simular.
3.3.4 Minimización del máximo arrepentimiento (MMA)
Existe una cartera de planes a realizar, los cuales son excluyentes, y un abanico de
distintos escenarios futuros. Teniendo estos dos conjuntos se puede empezar a trabajar con
el sistema de análisis de decisiones. En primer lugar se debe medir un atributo para cada
plan futuro (k) que se está analizando, en los respectivos escenarios futuros (s) (ak,s),
donde el atributo se refiere a alguna medida de bondad del plan futuro, como por ejemplo
costo económico, capacidad de MW instalados, capacidad ociosa en las líneas, etc.
33
Se analiza el comportamiento del atributo en los n planes, bajo los m escenarios
futuros, luego se escoge un plan óptimo para cada escenario, de forma que existen m
planes óptimos
En cada escenario se debe buscar cuál hubiera sido el plan óptimo a ejecutar (aopt,s).
Teniendo los planes óptimos para cada escenario posible, se calcula el valor del atributo
del plan óptimo para cada escenario posible. En segundo lugar se calcula el
arrepentimiento para cada plan en los distintos escenarios (regretk,s= ak,s - aopt,s), o sea si
existen n planes y hay m escenarios futuros, se deben calcular n*m arrepentimientos.
Finalmente se busca minimizar el máximo arrepentimiento, por lo cual se escoge el
plan que en su peor escenario no está tan distante de su óptimo. Adicionalmente si se llega
a saber las probabilidades de la ocurrencia de los distintos escenarios (Ws) conviene
mink(maxs(Ws*regretk,s)), ya que de esta forma se le está agregando pesos a los distintos
escenarios y se deja de suponer que son equiprobables.
Atributo a 1 2 …. s …. m1 a11 a12 …. a1s …. a1m
2 a21 a22 …. a2s …. a2m
…. …. …. …. …. …. ….k ak1 ak2 …. aks …. akm
…. …. …. …. …. …. ….n an1 an2 …. ans …. anm
plan optimo según
Escenarioopt ao pt1 ao pt2 …. ao pts …. ao ptm
m Escenarios Futuros
n Planes excluyentes de
Inversión a Ejecutar
Regret 1 …. s …. m max Regret1 a11-ao pt1 …. a1s-ao pts …. a1m-ao ptm maxR1
…. …. …. …. …. …. ….k ak1-ao pt1 …. aks-ao pts …. akm-ao ptm maxRk
…. …. …. …. …. …. ….n an1-ao pt1 …. ans-ao pts …. anm-ao ptm maxRn
m Escenarios Futuros
n Planes excluyentes de
Inversión a Ejecutar
34
A cada atributo se le resta (siempre y cuando lo ideal sea minimizar el atributo) el
valor del atributo óptimo por escenario, a esta resta se le llama arrepentimiento y se escoge
el mayor arrepentimiento para cada plan. De esta manera finalmente nos quedamos con n
máximos arrepentimientos.
Sabiendo los máximos arrepentimientos de cada plan ahora se escoge el mínimo; el
atributo que se ha medido en los ejercicios realizados es el Costo Total, el cual es una suma
de los flujos actualizadas de la Inversión, Costos de Operación y Costos de falla.
El arrepentimiento es una medida del riesgo (De la Torre, Feltes, Roman, &
Merrill, 1999), la cual nos dice que tan lejos estamos de la solución óptima de cada
escenario. Esta herramienta ya se usaba en el año 1998 (Miranda & Proenca, 1998).
Una de las propiedades negativas del criterio de minimización del máximo
arrepentimiento es que no es invariante ante escenarios irrelevantes y por lo tanto no es
robusto ante incertidumbre en los parámetros de uso. Es decir, tiene problemas ante la
agregación de escenarios drásticos que pueden cambiar completamente los resultados.
Para solucionar esta problemática existen dos caminos, el primero ya fue
mencionado y consiste en ponderar por probabilidad de ocurrencia los arrepentimientos de
cada escenario, lo cual es un camino difícil de transitar si existe incertidumbre en las
probabilidades de ocurrencia. La segunda alternativa es realizar un “filtrado” de escenarios
posibles de los no posibles o no factibles y se determine cuales se utilizarán con este
criterio de decisión. En la presente tesis se escogió el segundo camino, donde el filtrado de
escenarios se reviso en conjunto con Transelec.
Adicionalmente se puede realizar en paralelo un análisis con el criterio de valor
esperado, el cual no se realizo en esta tesis, debido a que esta herramienta busca
complementar las metodologías existentes en vez de reemplazarlas. No obstante en la
simulación que se realiza sobre la expansión del SIC, se van comparando los resultados de
esta metodología con los resultados obtenidos en el ETT del 2010
35
4 APLICACIÓN AL SISTEMA DE 6 BARRAS
En este capítulo, se prueba la metodología propuesta con un sistema de 6 barras,
llamado Garver System, propuesto por primera vez en 1970 (Garver, 1970)
Figura 4-1: Configuración Inicial del Garver System.
Este ejercicio considera 10 escenarios posibles, que incorporan la incertidumbre en
la conexión de los generadores al sistema. Se modela un sistema de 6 barras, con 3
generadores en operación y 7 que están por entrar. Para obtener los costos de operación del
sistema se realiza un flujo DC óptimo, por cada bloque de demanda en cada año, a lo largo
de 10 años.
36
Figura 4-2: Evolución de los 2 bloques de demanda
Tabla 4-1: Configuración de los bloques de demanda a lo largo del horizonte
0
200
400
600
800
1.000
2011 2015 2020
Potencia MWPunta Valle
Punta Valle Energía Factor de MW MW GWh Carga
Horas 600 8,160 8,760 -2011 351 270 2,414 78.5%
423 324 2,901 78.3%495 379 3,389 78.1%567 433 3,876 78.0%
2015 639 488 4,364 78.0%711 542 4,851 77.9%783 597 5,339 77.8%855 651 5,826 77.8%927 706 6,314 77.7%
2020 999 760 6,801 77.7%
Demanda anual de Potencia por Bloques
Bloque
37
Figura 4-3: Proyección de la energía demanda
Existen 6 líneas operativas, se consideran 3 proyectos de ampliación de la
transmisión y 7 proyectos de líneas nuevas. Entonces existen 1024 (2(3+7)) configuraciones
de líneas distintas. Los datos de las líneas se ven en la Tabla 4-2
Tabla 4-2: Datos de las líneas utilizadas
0
1.750
3.500
5.250
7.000
2011 2015 2020
Energía GWhValle Punta
(1,2) 0.1 0.4 100 (1,2)a 0.1 0.4 100 40 (1,6) 0.17 0.68 70 68
(1,4) 0.15 0.6 80 (2,3)a 0.05 0.2 100 20 (2,6) 0.08 0.3 100 30(1,5) 0.05 0.2 100 (3,5)a 0.05 0.2 100 20 (2,6) x2 0.04 0.15 200 60(2,3) 0.05 0.2 100 (3,4) 0.15 0.59 82 59(2,4) 0.1 0.4 100 (4,6) 0.08 0.3 100 30(3,5) 0.05 0.2 100 (4,6) x2 0.04 0.15 200 60
(5,6) 0.15 0.61 78 61
Proyectos de ampliaciones
Línea R [pu] X [pu]Limite [MVA]
Inv. [US$M]
Operativas
Línea R [pu] X [pu]Limite [MVA]
Proyectos de nuevas líneas
Línea R [pu] X [pu]Limite [MVA]
Inv. [US$M]
38
Tabla 4-3: Escenario base de los proyectos de generación.
Tabla 4-4: Escenarios alternativos que se utilizarán para el análisis.
El detalle de los escenarios de incertidumbre se puede apreciar en la Tabla 4-4,
mostrándose; la central afectada y el cambio respecto al caso base. Las incertidumbres
consideras son atrasos en la entrada de una central o entrada en una barra distinta.
Cap. CMg
Gen Barra MW US$/MWh
G1 1 150 10 *
G2 3 120 20 *
G3 3 120 22 *
G4 3 120 25 2012
G5 6 100 8 2013
G6 6 100 12 2014
G7 6 100 15 2016
G8 6 100 17 2017
G9 6 100 19 2018
G10 6 100 21 2019
Entrada
Central
Escenario Afectada
Base ninguna ninguna
2 G5 se atrasa 1 año la entrada de G5
3 G6 se atrasa 1 año la entrada de G6
4 G8 se atrasa 1 año la entrada de G8
5 G9 se atrasa 1 año la entrada de G9
6 G10 se atrasa 1 año la entrada de G10
7 G5 y G6 G5 y G6 entran en barra 2
8 G5 y G6 G5 y G6 entran en barra 4
9 G5 y G6 G5 entra en barra 2 y G6 entra en barra 4
10 G5 y G6 G5 entra en barra 4 y G6 entra en barra 2
Cambio Respecto al Escenario Base
39
A continuación se detallarán 2 tipos de planificación, estática y dinámica, las cuales
se mostrará son equivalentes para el último año del horizonte de estudio, lo cual significa
que se pueden utilizar combinadamente, en primer lugar una planificación estática para
definir que líneas deben existir al final del horizonte de estudio y luego una planificación
dinámica para saber el orden de entrada de estas líneas.
4.1 Planificación estática
La planificación estática considera evaluar para un sólo periodo la entrada de
diversas líneas, este problema requiere muchos menos recursos computacionales que una
planificación dinámica, por lo cual esta herramienta se debe utilizar cuando el número de
líneas es muy elevado, utilizando esta planificación como un filtro, quedarse con las
mejores líneas y posteriormente con una planificación dinámica ver los años de entrada de
las líneas.
Los costos de inversión de las líneas para este ejemplo en particular se anualizan
considerando una vida útil de 15 años, y una tasa de descuento de 10%. Esto se realiza para
poder comparar los costos de inversión con los costos de operación.
Tabla 4-5: Resultado Planificación Estática.
Como se puede observar en la Tabla 4-5, la solución propuesta por la MMA,
entrega una solución levemente más baja en los niveles de inversión, pero que tiene un
costo de operación promedio más alta que la solución optima de los planes Base, 2-6. Esto
no nos debiera preocupar, debido a que la gran diferencia entre los valores esperados y los
arrepentimientos, es que los primeros nunca existen, mientras que la sociedad, al evaluar
las decisiones que se tomaron en el pasado, las evalúa en función de lo que ocurrió en
realidad, y no en función del escenario esperado. Por lo cual con la solución propuesta
sabemos que en el peor de los casos el arrepentimiento es de 6 MMUS$ mientras que si
Base, 2-6 (3,5) a (2,6) (2,6)x2 (4,6)x2 (5,6) $ 231.0 $ 27.6 $ 98.9 $ 7.17 (3,5) a (4,6) (4,6)x2 (5,6) $ 171.0 $ 20.4 $ 176.7 $ 114.7
8-10 (3,5) a (2,6) (2,6)x2 (5,6) $ 171.0 $ 20.4 $ 128.7 $ 37.8MMA (2,3)a (3,5) a (2,6)x2 (4,6)x2 (5,6) $ 221.0 $ 26.4 $ 103.0 $ 6.0
INV anu. MMUS$
Líneas que entranPlanes Óptimos
INV MMUS$
Costo de Operación Esperado MMUS$
MAX Regret MMUS$
40
escogiéramos la solución optima de los planes Base, 2-6, nos podemos llegar a arrepentir
en 7 MMUS$
4.2 Planificación dinámica
Esta planificación es más compleja que la anterior, pero se debiera llegar a un
resultado similar en el último año de simulación. El horizonte de estudio utilizado es de 10
años, y se pueden introducir líneas a partir del segundo año de simulación, o sea se cuenta
con un horizonte efectivo de estudio de 9 años.
La Tabla 4-6 incluye los óptimos de inversión en transmisión bajo cada escenario y
el plan de inversión que minimiza el máximo arrepentimiento de los 10 escenarios.
Además se incluye el costo de inversión total de los planes de expansión, el costo esperado
de operación en los 10 escenarios y el máximo arrepentimiento de cada configuración.
Tabla 4-6: Planes óptimos de cada escenario y el plan escogido por MMA
Al igual que en la Tabla 4-6, la Tabla 4-7 muestra el año de ingreso de las distintas
líneas, su costo de inversión, costo de operación promedio en los 10 escenarios y el
máximo arrepentimiento. En esta tabla se busca mostrar las 10 mejores soluciones
obtenidas mediante MMA.
Se puede apreciar en los 10 mejores planes de inversión se amplían las líneas (2,3)
y (3,5), además se instalan las líneas (2,6)x2, (4,6)x2 y (5,6). La diferencia está en el orden
1 (3,5) (4,6)x2 (2,6)x2 (2,6) (5,6) $ 163.8 $ 568.0 $ 54.6
2 (2,3) (3,5) (2,6)x2 (4,6)x2 (2,6) (5,6) $ 177.0 $ 561.7 $ 90.6
3(2,3), (3,5)
y (2,6)(2,6)x2 (4,6)x2 (5,6) $ 183.6 $ 552.5 $ 64.8
4 (3,5) (4,6)x2 (2,6)x2 (5,6) (2,6) $ 164.0 $ 567.9 $ 54.4
5 (3,5) (4,6)x2 (2,6)x2(2,6) y (5,6) $ 162.2 $ 569.9 $ 53.7
6 (3,5) (4,6)x2 (2,6)x2 (2,6) (5,6) $ 160.9 $ 570.2 $ 52.3
7 (3,5) (4,6) (4,6)x2 $ 77.7 $ 1,028.9 $ 656.8
8 y 10 (3,5) (2,6) (2,6)x2 (5,6) $ 109.0 $ 979.2 $ 601.8
9 (2,3) (3,5) (4,6) (4,6)x2 $ 92.5 $ 749.3 $ 218.8
MMA (2,3) (3,5) (2,6)x2 (4,6)x2 (5,6) $ 153.5 $ 574.1 $ 36.6
Planes Óptimos
INV MMUS$
Costo de Operación Esperado MMUS$
MAX Regret
MMUS$2012 2013 2017 2019 2020
Año de entrada en operación de los proyectos de Líneas
2014 2015 20182016
41
en que entran a operar, por lo cual lo más importante es detectar en qué momento se deben
ejecutar estos proyectos. Las líneas que deben entrar son el resultado de la planificación
estática, confirmando lo supuesto anteriormente. De esta forma vemos claramente un
camino a seguir para hacer esta herramienta aun más poderosa, debe realizar una
planificación estática, para probar varias líneas juntas y luego de saber el grupo de líneas
que deben estar al final del horizonte, realizar una planificación dinámica para saber el
orden en la cual deben entrar estas líneas.
Tabla 4-7: Los 10 mejores planes de inversión según la metodología MMA
Finalmente el programa de inversión que se debe realizar es el mostrado a
continuación.
1 (2,3)a (3,5)a (2,6)x2 (4,6)x2 (5,6) $ 153.5 $ 574 $ 36.6
2 (2,3)a (3,5)a (4,6)x2 (2,6)x2 (5,6) $ 150.1 $ 583 $ 36.8
3 (2,3)a (3,5)a (2,6)x2 (4,6)x2 $ 125.0 $ 608 $ 36.8
4 (2,3)a(2,6)x2 y
(3,5)a(4,6)x2 $ 123.4 $ 613 $ 36.9
5 (2,3)a(3,5)a y (4,6)x2
(2,6)x2 $ 123.4 $ 613 $ 36.9
6 (2,3)a (3,5)a (2,6)x2 (4,6)x2 (5,6) $ 152.9 $ 579 $ 37.2
7(2,3)a y (3,5)a
(2,6)x2 (4,6)x2 (5,6) $ 151.9 $ 583 $ 37.3
8 (2,3)a (3,5)a (2,6)x2 (4,6)x2 (5,6) $ 156.3 $ 570 $ 37.5
9 (2,3)a (3,5)a (4,6)x2 (2,6)x2 (5,6) $ 151.8 $ 584 $ 37.5
10 (2,3)a(2,6)x2 y
(3,5)a(4,6)x2 (5,6) $ 151.8 $ 579 $ 37.6
Ranking MMA
Año de entrada en operación de los proyectos de LíneasINV
MMUS$
Costo de Operación Esperado MMUS$
MAX Regret
MMUS$2012 2013 2014 2015 20172016 2018 2019 2020
42
Tabla 4-8: Líneas propuestas para el Garver System.
Entrada Cap. R X INVInicial Final Servicio [MW] [pu] [pu] MMU$
(2,3)a 2 3 2012 100 0.05 0.20 20
(3,5)a 3 5 2013 100 0.05 0.20 20
(2,6)x2 2 6 2014 200 0.04 0.15 60
(4,6)x2 4 6 2017 200 0.08 0.30 60
(5,6) 5 6 2020 78 0.15 0.61 61
BarraProy.
43
5 APLICACIÓN AL SIC CNE REDUCIDO
Este ejercicio considera 12 escenarios posibles, que incorporan la incertidumbre en
la conexión de los generadores al sistema. Se ha simplificado el SIC modificando los
archivos públicos entregados en el Informe Precio de Nudo de Abril del 2010 y por el
informe de Transmisión Troncal del 2010. Como resultado se modela un sistema de 46
barras, con 55 generadores en operación12. Para obtener los costos de operación del sistema
se realiza un flujo DC óptimo, por cada bloque de demanda en cada año, a lo largo de 15
años.
Figura 5-1: Evolución de los bloques del SIC
Se simplificó el SIC en 46 barras, pero esto no fue suficiente, debido a la cantidad
de proyectos a evaluar, por lo cual para simplificar aun más el análisis, se decidió separar a
este SIC reducido, en 3 grandes sistemas. Esta subdivisión para realizar un análisis, no es
algo nuevo, debido a que en el ETT del 2010, se subdivide al SIC en 4 grandes zonas.
La subdivisión del SIC es indispensable por el tamaño de problema, porque se
consideran 26 proyectos de transmisión posibles, los cuales se modelaron en 3 zonas
12 Además de modelar generadores en operación, se dispone para las simulaciones de 7 generadores
en remodelación, 9 en construcción y 54 con posibles entradas, según el escenario.
0
2.500
5.000
7.500
10.000
12.500
2011 2015 2020 2025
Potencia MWPunta Semi-Punta Valle
44
geográficas, teniendo 9 al Norte de Polpaico, 10 entre Polpaico y A. Jahuel y 7 al Sur de A.
Jahuel. Se realiza esta subdivisión, para disminuir la complejidad del problema, sin perder
precisión en la solución. Además se considera la existencia de 12 líneas con entrada
predefinida.
Figura 5-2: Proyección de la Energía Demanda en el SIC
Al subdividirse el problema en tres zonas geográficas se disminuye la complejidad,
ya que si se quisieran probar las diversas configuraciones que se pueden realizar con 26
líneas, se debieran probar 67 millones de combinaciones. En cambio con la subdivisión, se
realizan 512, 1024 y 128 combinaciones en el Norte, Centro y Sur respectivamente,
llegando a un total de 1664 combinaciones, muy menor a los 67 millones.
0
30.000
60.000
90.000
2011 2015 2020 2025
Energía GWh Valle Semi-Punta Punta
45
Figura 5-3: Proyección de la potencia efectiva en el SIC.
Tabla 5-1: Proyección de la potencia efectiva en el SIC.
Se considerarán 12 escenarios en total de planes de expansión de generación, los
cuales son producto de diversas combinaciones de los grupos de centrales mostradas en la
Tabla 5-2 estos escenarios modelan incertidumbres relacionadas al atraso en la entrada,
conexión en otra barra y la entrada de unas centrales en vez de otras.
0
2.500
5.000
7.500
10.000
12.500
15.000
17.500
20.000
22.500
2011 2015 2020 2025
MW Potencia efectiva según hidrología
Potencia
Instalada
Húmeda
Media
Seca
Demanda
Máxima
2011 2015 2020 2025
Demanda Máxima 6721 7130 7539 7949 8359 8794 9268 9767 10288 10634 11014 11432 11889 12386 12928
MW 12,371 13,406 13,600 13,910 14,905 15,072 16,018 17,102 17,969 18,461 19,072 19,857 20,624 21,074 21,806
Margen % 46% 47% 45% 43% 44% 42% 42% 43% 43% 42% 42% 42% 42% 41% 41%
Seca 9032 9801 9863 10011 10503 10628 11266 12134 12728 13099 13512 13961 14462 14890 15460
Margen % 26% 27% 24% 21% 20% 17% 18% 20% 19% 19% 18% 18% 18% 17% 16%
Media 9856 10673 10759 10926 11574 11699 12422 13326 13946 14350 14825 15384 15970 16397 17014
Margen % 32% 33% 30% 27% 28% 25% 25% 27% 26% 26% 26% 26% 26% 24% 24%
Húmeda 10401 11248 11350 11530 12281 12406 13185 14114 14751 15176 15692 16324 16966 17393 18041
Margen % 35% 37% 34% 31% 32% 29% 30% 31% 30% 30% 30% 30% 30% 29% 28%
Potencia Instalada
Potencia Efectiva
por Hidrología
46
Tabla 5-2: Escenarios de proyectos de generación.
El detalle de las centrales que estarán afectadas a incertidumbre se puede apreciar
en la Tabla C-17, mostrándose; la barra a la que estará conectada, el año posible de
entrada, tecnología, potencia instalada, costo marginal y el factor de planta en función de la
hidrología y del bloque horario. Como se aprecia en la Tabla 5-2 sólo se conectan 2 de 4
grupos de generadores, entonces las decisiones que crean los escenarios son; Hidroaysén
(gen. 70-73) o Castilla (136-141) y Hidro-GNL Centro (96-98, 142) o E.Austral-Neltume
(143-145).
Los 12 posibles escenarios futuros consideran cambios en la configuración del
parque generador del SIC. Estos escenarios fueron seleccionados para mostrar los efectos
que pueden ocurrir al instalarse en barras distintas, atrasarse en la instalación o no
instalarse.
N° Hidroaysen Castilla Hidro-GNL Centro E.Austral-Neltu me
1 No entra Entra en Cardones No entra Entra
2 No entra Entra en Cardones Entra No entra3 No entra 2 años tarde en Cardones No entra Entra
4 No entra 2 años tarde en Cardones Entra No entra5 No entra Entra en Maintencillo No entra Entra
6 No entra Entra en Maintencillo Entra No entra
7 No entra 2 años tarde en Maintencillo No entra Entra8 No entra 2 años tarde en Maintencillo Entra No entra
9 Entra No entra No entra Entra10 Entra No entra Entra No entra
11 2 años tarde No entra No entra Entra
12 2 años tarde No entra Entra No entra
47
Tabla 5-3: Proyectos de líneas que compiten por entrar SIC-Norte13.
Tabla 5-4: Proyectos de líneas que compiten por entrar SIC-Centro14.
13 Fuente: Datos CNE (Informe precio de nudo abril 2010) 14 Fuente: Datos CNE (Informe precio de nudo abril 2010)
LongitudN° [Km.]
65 Cardones 220 3 Maitencillo 220 4 N1 2015 394 220 132.4 1.17 4.67 $ 44
66 Maitencillo 220 4 Pan de Azúcar 220 6 N2 2015 460 220 210.0 2.00 7.95 $ 71
67 Pan de Azúcar 220 6 Los Vilos 220 8 N3 2015 446 220 140.02.35 9.19 $ 52
68 Los Vilos 220 8 Nogales 220 9 N4 2015 446 220 197.1 0.97 3.86 $ 62
69 Pan de Azucar 500 5 Los Vilos 500 7 N5 2014 2,800 500 140.0 0.24 1.21 $ 70
70 Pan de Azucar 500 5 Pan de Azúcar 220 6 N6 2014 1,543 220 0.0 0.05 5.04 $ 20
71 Los Vilos 500 7 Nogales 500 10 N7 2014 2,800 500 197.1 0.13 0.66 $ 98
72 Nogales 500 10 Nogales 220 9 N8 2014 1,543 220 0.0 0.05 5.04 $ 59Valor del 3er Trafo Polpaico
73 Nogales 500 10 Polpaico 500 24 N9 2014 2,800 500 75.1 0.050.26 $ 39
R [%] X [%]INV
MMUBarra Inicial Barra FinalProy kV Comentarios
Líneas Propuestas al Norte Entrada Desde
Cap. [MW]
LongitudN° [Km.]
74 Nogales 220 9 Quillota 220 11 C1 2012 892 220 40.0 0.15 0.60 $ 30
75 Quillota 220 11 Polpaico 220 25 C2 2012 2,000 220 50.0 0.10 1.21 $ 85
76 Lo Aguirre 500 33 Lo Aguirre 220 34 C3 2015 771 220 0.0 0.10 10.07 $ 29
77 Lo Aguirre 500 33 Polpaico 500 24 2015 1,400 500 30.4 0.03 0.37 $ 19
78 Alto Jahuel 500 29 Lo Aguirre 500 33 2015 1,400 500 50.00.04 0.42 $ 32
79 Lo Aguirre 220 34 Cerro Navia 220 27 C5 2015 3,600 220 20.0 0.03 0.39 $ 61
80 Cerro Navia 500 32 Cerro Navia 220 27 C6 2014 1,543 220 0.0 0.05 5.06 $ 59
81 Alto Jahuel 500 29 Lo Aguirre 500 33 C7 2016 1,400 500 50.0 0.04 0.42 $ 16Circuito adicional
82 Lo Aguirre 500 33 Lo Aguirre 220 34 C8 2016 771 220 0.0 0.10 10.07 $ 29
83 Lo Aguirre 500 33 Polpaico 500 24 C9 2016 1,400 500 30.4 0.03 0.37 $ 10Circuito adicional
84 Alto Jahuel 500 29 Alto Jahuel 220 30 C10 2015 1,543 220 0.0 0.05 5.06 $ 30
R [%] X [%] INV MMU
Se secciona y aumenta la capacidad de la linea existente
Cap. [MW]
kVProy ComentariosBarra Inicial Barra FinalLíneas Propuestas al Centro Entrada
Desde
C4
48
Tabla 5-5: Proyectos de líneas que compiten por entrar SIC-Sur15.
El tratamiento de los embalses se simplifico asumiendo que no existe traspaso de
energía embalsada de un año para otro, pero para destacar la capacidad de regulación de
los embalses, a estos se los simulo con un factor de planta que varía según el bloque de
demanda y la hidrología, mientras que las centrales de pasada al no poder desplazar usos
de aguas, su factor de planta solo depende de la hidrología.
Tabla 5-6: Factor de planta para las centrales hidroeléctricas.
A continuación se muestran los resultados de los estudios de MMA, en los cuales
los planes óptimos según escenario, se comparan con la expansión del sistema de
transmisión propuesto por la CNE en su Informe de Precio Nudo de Abril del 2010,
comparando similitudes y diferencias entre los planes propuestos por esta metodología y la
propuesta por la CNE. Además se entregan los mejores 10 planes de expansión que entrega
esta herramienta.
15 Fuente: Datos CNE (Informe precio de nudo abril 2010)
LongitudN° [Km.]
85 Itahue 220 35 Alto Jahuel 220 30 S1 2015 800 220 180.0 0.72 5.99 $ 61Subida de Tension desde
86 Itahue 220 35 Alto Jahuel 220 30 S2 2016 500 220 180.0 0.72 5.99 $ 24Circuito adicional a S1
87 Ancoa 220 38 Itahue 220 35 S3 2016 256 220 90.0 0.19 1.85 $ 20
88 charrúa 500 39 Ancoa 500 37 S4 2015 1,300 500 196.5 0.07 0.43 $ 101
89 charrúa 220 40 charrúa 500 39 S5 2013 650 220 0.0 0.03 3.36$ 26
90 Temuco 220 41 Cautin 220 46 S6 2016 332 220 15.0 0.13 0.40 $ 4
91 Ancoa 500 37 Ancoa 220 38 S7 2019 771 220 0.0 0.10 10.07 $ 22
R [%] X [%] INV MMUBarra Final
ComentariosProy Cap. [MW]
kVEntrada Desde
Líneas Propuestas al SurBarra Inicial
Punta Medio Valle
Horas 200 6.265 2.295
Seco 51% 48% 45%
Normal 67% 63% 59%
Humedo 78% 73% 69%
Seco 48% 48% 48%
Normal 63% 63% 63%
Humedo 73% 73% 73%
Central
de
Embalse
Central
de
Pasada
5.1 SIC Norte
La Tabla 5-7
el plan de inversión que minimiza el máximo arrepentimiento de los 12 escenarios y el
plan propuesto de expansión del informe precio nudo de abril del 2010. El nombre de los
proyectos de líneas ha sido reemplazado por una letra y numero que se pueden observar en
la Tabla 5-3. Además se incluye el costo de inversión total de ese plan de expansión, el
costo promedio de operación del SIC en los 12 escenarios y e
esa configuración.
Se puede observar en la
operación de 4 líneas
16 Elaboración propia a partir de datos CNE17 Cardones 220
SIC Norte
Figura 5-4: Configuración del SIC-Norte
7 incluye los óptimos de inversión en transmisión bajo cada escenario,
el plan de inversión que minimiza el máximo arrepentimiento de los 12 escenarios y el
plan propuesto de expansión del informe precio nudo de abril del 2010. El nombre de los
s de líneas ha sido reemplazado por una letra y numero que se pueden observar en
. Además se incluye el costo de inversión total de ese plan de expansión, el
costo promedio de operación del SIC en los 12 escenarios y el máximo arrepentimiento de
esa configuración.
Se puede observar en la Tabla 5-7 que, el plan de la CNE
4 líneas el 2015, de estas, sólo N1 y N217 son instaladas en la gran mayoría
Elaboración propia a partir de datos CNE
Cardones 220-Maitencillo 220 (N1) y Maitencillo 220-Pan de Azúcar 220 (N2)
49
Norte16.
incluye los óptimos de inversión en transmisión bajo cada escenario,
el plan de inversión que minimiza el máximo arrepentimiento de los 12 escenarios y el
plan propuesto de expansión del informe precio nudo de abril del 2010. El nombre de los
s de líneas ha sido reemplazado por una letra y numero que se pueden observar en
. Además se incluye el costo de inversión total de ese plan de expansión, el
l máximo arrepentimiento de
el plan de la CNE, considera la entrada en
son instaladas en la gran mayoría
Pan de Azúcar 220 (N2)
50
de los óptimos, además este plan tiene un arrepentimiento de 200 MMUS$, siendo
levemente menor al promedio de los planes óptimos. El plan que minimiza el máximo
arrepentimiento es un plan con un bajo nivel de inversión en comparación con los otros
planes óptimos, y además tiene un bajo costo de operación promedio. Se debe destacar
que si las centrales de Castilla no entran y entra Hidroaysén, la única ampliación que se
debe realizar en el Norte es Cardones-Maitencillo en 220 kV (N1).
Tabla 5-7: Planes óptimos de cada escenario, plan MMA y plan CNE Norte
1 y 2 N2N5, N6, N7,
N8 y N9 $ 205,1 $ 11.840 $ 825,2
3N5, N6, N7,
N8 y N9N2 $ 194,2 $ 11.853 $ 850,0
4 N3N5, N6, N7,
N8 y N9N2 N4 $ 248,6 $ 11.821 $ 886,9
5 N1 N2N5, N6, N7,
N8 y N9 $ 241,9 $ 11.335 $ 156,7
6 N1 N2N5, N6, N7,
N8 y N9 $ 235,5 $ 11.341 $ 156,8
7 N1N5, N6, N7,
N8 y N9N2 $ 209,9 $ 11.368 $ 138,4
8 N1 N3 N2 y N4N5, N6, N7 y N9
N8 $ 260,5 $ 11.368 $ 248,7
09-12 N1 $ 33,4 $ 11.706 $ 433,1
MMA N1 N2N5, N6, N7,
N8 y N9 $ 203,5 $ 11.385 $ 130,5
CNEN1, N2, N3 y N4 $ 171,8 $ 11.457 $ 236,1
MAX Regret
MMUS$2023
Planes Optimos
Año de entrada en operación de los proyectos de LineasINV
MMUS$
Costo de Operación Esperado MMUS$2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
51
Tabla 5-8: Los 10 mejores planes de inversión según la metodología MMA Norte.
Al igual que en la Tabla 5-7, la Tabla 5-8 muestra el año de ingreso de las distintas
líneas, su costo de inversión, costo de operación promedio en los 12 escenarios y el
máximo arrepentimiento. En esta tabla se busca mostrar las 10 mejores soluciones
obtenidas mediante MMA.
Se puede apreciar en los 10 mejores planes de inversión que se amplían las líneas
Cardones 220-Maitencillo 220 (N1), Maitencillo 220-Pan de Azúcar 220 (N2), se instalan
las líneas Pan de Azúcar 500-Los Vilos 500 (N5), Los Vilos 500-Nogales 500 (N7),
Nogales 500-Polpaico500 (N9) y los trafos de Pan de Azúcar 220/500 (N6), Nogales
220/500 (N8). La diferencia está en el orden en que entran a operar, por lo cual lo más
importante es detectar en qué momento se deben ejecutar estos proyectos.
El programa de inversión que se debiera realizar es el mostrado a continuación.
1 N1 N2N5, N6, N7,
N8 y N9 $ 203,5 $ 11.385 $ 130,5
2 N1 N2N5, N6, N7,
N8 y N9 $ 200,8 $ 11.389 $ 132,1
3 N1N5, N6, N7 y N8
N2 y N9 $ 209,9 $ 11.379 $ 134,2
4 N1 N8 y N9N2, N5, N6 y N7 $ 198,2 $ 11.416 $ 135,3
5 N1N5, N6, N7 y N8
N9 N2 $ 208,2 $ 11.379 $ 135,4
6 N1N5, N6, N7 y N8
N9 N2 $ 208,8 $ 11.392 $ 135,6
7 N1N5, N6, N7 y N8
N9 N2 $ 211,5 $ 11.376 $ 135,7
8 N1N5, N6, N7 y N8
N9 N2 $ 202,4 $ 11.399 $ 135,7
9 N1N5, N6, N7 y N8
N9 N2 $ 205,1 $ 11.382 $ 135,8
10 N1N5, N6, N7 y N8
N9 N2 $ 203,0 $ 11.409 $ 135,9
2019
Ranking MMA
INV MMUS$
Costo de Operación Esperado MMUS$2020 20212014 2015 2016 2017 2018 2022
Año de entrada en operación de los proyectos de Lineas
2023
MAX Regret
MMUS$
52
Tabla 5-9: Líneas propuestas en el SIC Norte.
Entrada Cap. Tension Dist INVServicio [MW] [kV] [km] MMU$
N1 65 Cardones 220 3 Maitencillo 220 4 2016 394 220132,4 44,47N2 66 Maitencillo 220 4 Pan de Azúcar 220 6 2018 460 220 210 70,53N5 69 Pan de Azucar 500 5 Los Vilos 500 7 2020 2800 500 140 69,76N6 70 Pan de Azucar 500 5 Pan de Azúcar 220 6 2020 1543 220/500 0 20,30N7 71 Los Vilos 500 7 Nogales 500 10 2020 2800 220/500197,1 98,21N8 72 Nogales 500 10 Nogales 220 9 2020 1543 220 0 58,92N9 73 Nogales 500 10 Polpaico 500 24 2020 2800 50075,1 38,61
N° Barra Inicial Barra FinalProy.
Programa de Inversion en Expansion de la Transmision Propuesto para SIC-Norte
5.2 SIC Centro
Se observa en la
inversión en comparación a otros
primeros años, pero el plan de la CNE no instala la línea Nogales 220
instala 2 trafos adicionales de 220/500 en Alto Jahuel (C10), razón por la cual los costos de
18 Elaboración propia a partir de datos CNE
SIC Centro
Figura 5-5: Configuración del SIC-Centro
Se observa en la Tabla 5-10 que el plan de la CNE tiene mayores costos de
inversión en comparación a otros planes, debido a que instala casi todas las líneas en los
primeros años, pero el plan de la CNE no instala la línea Nogales 220
instala 2 trafos adicionales de 220/500 en Alto Jahuel (C10), razón por la cual los costos de
Elaboración propia a partir de datos CNE
53
Centro18.
que el plan de la CNE tiene mayores costos de
planes, debido a que instala casi todas las líneas en los
primeros años, pero el plan de la CNE no instala la línea Nogales 220-Quillota220 (C1), ni
instala 2 trafos adicionales de 220/500 en Alto Jahuel (C10), razón por la cual los costos de
54
operación de este plan son de los más altos, de los mostrados en la tabla. Los planes
óptimos y el MMA, atrasan líneas que el plan de la CNE instala en los primeros años. Este
atraso se realiza para disminuir los costos de inversión. El plan óptimo del escenario 10
tiene uno de los menores arrepentimientos, debido a que este escenario considera la entrada
de múltiples centrales en el sector (Hidroaysén en Lo Aguirre, Hidro RM en Los
Almendros y GNL en San Luis y Quillota), por lo cual al ser el escenario más exigente
para el sistema de transmisión era esperable que su plan óptimo fuera robusto.
Tabla 5-10: Planes óptimos de cada escenario, plan MMA y plan CNE Centro
Los 10 mejores planes según la metodología del MMA se ven a continuación. Los
niveles de arrepentimiento son menores que los observados en el SIC-Norte y en la tabla
anterior. En este sector la diferencia entre escoger el plan propuesto por la CNE y el plan
MMA es de aproximadamente 1600 MMUS$ de arrepentimiento.
1 C1 C10 C8C3, C4 y C5 $ 119.8 $ 11,658.0 $ 1,064.9
2, 4, 6 y 8 C1 y C10 $ 50.2 $ 12,336.1 $ 3,316.7
3 C1 y C10 C4C3, C5 y C8 $ 118.1 $ 11,599.7 $ 811.8
5 C1 y C10 C3 C4 y C5 C8 $ 116.3 $ 11,666.5 $ 1,080.1
7 C1 y C10 C4 C3 C5 y C8 $ 121.4 $ 11,540.2 $ 613.2
9 C1 y C10C3, C4, C5 y C8
C2 $ 186.3 $ 11,383.6 $ 110.2
10 C1 y C10 C4C3, C5 y C8 $ 149.7 $ 11,397.9 $ 80.6
11 C1 y C10 C4C3, C5 y C8
C2 $ 170.5 $ 11,414.7 $ 170.1
12 C1 y C10 C4C3, C5 y C8 $ 132.4 $ 11,462.5 $ 357.5
MMA C1 y C10 C4 C3 y C5 C8 $ 145.5 $ 11,407.9 $ 77.5
CNE C6C3, C4 y C5
C7, C8 y C9 $ 192.6 $ 12,218.3 $ 1,656.8
Planes Optimos
INV MMUS$
Costo de Operación Esperado MMUS$
MAX Regret
MMUS$2022 20232013 2014 2017 2019 2020
Año de entrada en operación de los proyectos de Lineas
2015 2016 2018 2021
55
Tabla 5-11: Los 10 mejores planes de inversión según la metodología MMA Centro
Como se puede apreciar de la Tabla 5-11, hay líneas que se repiten varias veces. El
tema transcendental es en qué momento ejecutar estos proyectos. El programa de inversión
que se debiera realizar es el mostrado a continuación.
Tabla 5-12: Líneas propuestas en el SIC Centro.
1 C1 y C10 C4 C3 y C5 C8 $ 145.5 $ 11,408 $ 77.5
2 C1 y C10 C4 C3 y C5 C8 $ 145.3 $ 11,406 $ 77.9
3 C1 y C10 C4 C3 y C8 C5 $ 146.5 $ 11,403 $ 78.3
4 C1 y C10 C4 C3 y C5 C8 $ 146.8 $ 11,402 $ 78.4
5 C1 y C10 C3 y C4 C5 y C8 $ 146.7 $ 11,403 $ 78.5
6 C1 y C10 C4 C3 y C5 C8 $ 148.1 $ 11,399 $ 79.4
7 C1 y C10 C3 C4 C5 y C8 $ 148.5 $ 11,403 $ 80.3
8 C1 y C10 C8 C4 C3 y C5 $ 148.5 $ 11,403 $ 80.3
9 C1 y C10 C4C3, C5 y
C8 $ 149.7 $ 11,398 $ 80.6
10 C1 y C10 C4 C3 y C5 C8 $ 148.7 $ 11,408 $ 81.1
2014 2015 2016 2017 2018 2019
Ranking MMA
Año de entrada en operación de los proyectos de LineasINV
MMUS$
Costo de Operación Esperado MMUS$
MAX Regret
MMUS$2020 2021
Entrada Cap. Tension Dist INVServicio [MW] [kV] [km] MMU$
C1 74 Nogales 220 9 Quillota 220 11 2014 892 220 40 30.42C10 84 Alto Jahuel 500 29 Alto Jahuel 220 30 2014 1543 220/500 0 30.31C4 77 Lo Aguirre 500 33 Polpaico 500 24 2017 1400 50030.4 19.22C3 76 Lo Aguirre 500 33 Lo Aguirre 220 34 2018 771 220/500 0 29.46C5 79 Lo Aguirre 220 34 Cerro Navia 220 27 2018 3600 220 20 61.38C8 82 Lo Aguirre 500 33 Lo Aguirre 220 34 2021 771 220/500 0 29.46
Proy. N° Barra Inicial Barra Final
Programa de Inversion en Expansion de la Transmision Propuesto para SIC-Centro
5.3 SIC Sur
Se puede observar en la
del SIC, no afecta a la elección de u
posibles la mejor decisión es instalar un transformador adicional de
de Charrúa.
19 Elaboración propia a partir de datos CNE
Sur
Figura 5-5: Configuración del SIC-Sur19
Se puede observar en la Tabla 5-13 que la incertidumbre escogida para esta porción
fecta a la elección de un plan óptimo, por lo cual en todos los escenarios
posibles la mejor decisión es instalar un transformador adicional de
ración propia a partir de datos CNE
56
19.
que la incertidumbre escogida para esta porción
ptimo, por lo cual en todos los escenarios
posibles la mejor decisión es instalar un transformador adicional de 220/500 kV en la barra
57
Tabla 5-13: Planes óptimos de cada escenario, plan MMA y plan CNE Sur
Al no afectar la incertidumbre estudiada a los planes de expansión en el sur, los
niveles de arrepentimiento son extremadamente bajos si los comparamos con los
mostrados en el norte y centro del SIC. Los 10 mejores planes según la metodología del
MMA se ven a continuación.
Tabla 5-14: Los 10 mejores planes de inversión según la metodología MMA Sur
De esta manera el programa de inversión que se debiera realizar es el mostrado en la Tabla 5-15.
1-12 y MMA S5 $ 23.3 $ 11,123.0 $ 0.0CNE S5 S1 y S4 S2, S3 y S6 $ 177.4 $ 11,195.8 $ 250.0
MAX Regret
MMUS$
Planes Optimos
INV MMUS$
2013
Costo de Operación Esperado MMUS$
Año de entrada en operación de los proyectos de Lineas
2015 2016
1 S5 $ 23.3 $ 11,123 $ 0.0
2 S5 S7 $ 31.1 $ 11,117 $ 1.8
3 S5 S7 $ 31.9 $ 11,116 $ 1.8
4 S5 S7 $ 30.4 $ 11,117 $ 2.0
5 S5 S6 $ 24.7 $ 11,123 $ 2.2
6 S5 S7 $ 32.8 $ 11,115 $ 2.2
7 S5 S7 $ 29.8 $ 11,118 $ 2.3
8 S5 S6 $ 24.8 $ 11,123 $ 2.4
9 S5 S6 $ 25.0 $ 11,123 $ 2.6
10 S5 S7 $ 33.7 $ 11,115 $ 2.7
2013 2020 2021 2022 2023 2024
Ranking MMA
Año de entrada en operación de los proyectos de LineasINV
MMUS$
Costo de Operación Esperado MMUS$
MAX Regret
MMUS$2025
58
Tabla 5-15: Líneas propuestas en el SIC Sur.
Entrada Cap. Tension INVServicio [MW] [kV] MMU$
S5 89 Charrua 220 40 Charrua 500 39 2013 650 220/500 25.66
Programa de Inversion en Expansion de la Transmision Propuesto para SIC-Sur
Proy. N° Barra Inicial Barra Final
59
6 RESULTADOS Y DISCUSIÓN
6.1 Comparación con el Estudio de Transmisión Troncal. (ETT, 2010)
Debido a que recientemente, se llevó a cabo el ETT del 2010, se realizará una
comparación entre los resultados obtenidos en la presente tesis en el capítulo 5 y los
resultados propuestos en el ETT del 2010, pero para poder realizar una comparación justa,
se detallara a continuación las diferencias entre los enfoques que se utilizaron.
En la Tabla 6-1, se entrega un resumen de la comparación entre la herramienta
propuesta en la presente tesis y los ETT realizados. El aumento de la demanda y de la
oferta, son similares, en cambio existe una diferencia sustancial en las inversiones
propuestas para la transmisión. La diferencia entre los ETT se debe principalmente a 3
factores; diferente época analizada, horizonte de estudio más extenso en el ETT del 2010 y
escenarios de incertidumbre, considerados. La diferencia de costos de inversión entre el
ETT 2010 y lo visto en el capítulo 5, se debe principalmente a los supuestos utilizados,
tales como los costos de inversión de cada proyecto, los proyectos a analizar y la
simplificación del SIC utilizada.
Tabla 6-1: Comparación modelación ETT, con la herramienta propuesta
ETT 2006 ETT 2010 TesisEscenarios de Oferta 1 3 12
Escenarios de Demanda 1 1 1
Total Escenarios 1 3 12
Horizonte de Estudio 10 años 15 años 15 años
Hidrologias consideradas 43 48 3
Bloques de Demanda 4 5 3
Programa de Modelacion SDDP SDDP Matlab
Flujo de Potencia AC AC DC
Escenarios de factibilidad Tecnica 4 3 12
Inversion total en lineas y trafos propuestos en US$ del 2010 381 MMUS$ 1421 MMUS$ 1133 MMUS$
Aumento de la Demanda anual Promedio 3619 GWh 3293 GWh 3071 GWh
Aumento de la Oferta anual Promedio 679 MW 680 MW 666 MW
Etapas mensual mensual anual
60
En la Tabla 6-2, se muestra las líneas que se consideraron con entrada segura y que
en el ETT se evaluó su entrada, posteriormente en la Tabla 6-3, se ven los proyectos que se
analizaron en este estudio y su status en el ETT. Se debe destacar que el primer problema
que afecta este análisis, es la simplificación del SIC, la cual es distinta, la configuración
inicial utilizada en este estudio se puede observar en el ANEXO C : y la utilizada por el
ETT se puede observar en el ANEXO D :
Tabla 6-2: Proyectos que entran fijo en la simulación20.
Existen 7 proyectos que se evalúan en el ETT pero que en la simulación realizada,
se consideran con entrada fija. Esta suposición fue realizada para disminuir la complejidad
del problema a resolver al tener menos líneas que evaluar. Se supuso la entrada segura de
estas líneas, debido a que buscan cumplir el criterio N-1, que en los extremos del sistema
no se está cumpliendo.
Como se observa en la Tabla 6-3, la simulación realizada acierta en varias
propuestas del ETT. En el sector norte del SIC, todas las líneas propuestas por la
herramienta, son propuestas por el ETT, sólo difieren en los años de entrada. Esta
diferencia se debe a que la herramienta propuesta no es tan exhaustiva en los análisis de
seguridad y el criterio N-1. En el sector SIC-Centro empiezan a existir mayores diferencias
entre los resultados, esto se puede deber en parte a las mayores diferencias en los costos de
inversión y en las razones mencionadas anteriormente. En el SIC-Sur, la diferencia es
20 Fuente: Datos Tesis Informe Precio de Nudo abril del 2010, CNE
ProyN°
1 Diego de Almagro 2201 Carrera Pinto 220 2 2015 jul-16 $ 18.49 $ 11.34
2 Carrera Pinto 220 2 Cardones 220 3 2015 jul-16 $ 18.49 $ 10.18
3 Polpaico 500 24 Polpaico 220 25 CC1 2011no mencionado $ 19.49
4 Chena 220 28 Cerro Navia 220 27 CC2 2012no mencionado $ 4.63
5 Alto Jahuel 220 30 Chena 220 28 CC3 2011no mencionado $ 5.00
6 Alto Jahuel 500 29 Polpaico 500 24 2012no mencionado $ 76.45
7 Ancoa 500 37 Alto Jahuel 500 29 2012no mencionado $ 76.45
8 Ancoa 500 37 Alto Jahuel 500 29CC-S2 2014 jul-16 $ 64.67 $ 76.45
9 Valdivia 220 42 Cautin 220 46 2016 ene-19 $ 45.24 $ 123.56
10 Puerto Montt 220 44 Barro Blanco 220 43 2016 ene-19 $ 30.51 $ 11.40
11 Puerto Montt 220 44 Temuco 220 41 2016 ene-19 $ 45.42 $ 36.57
12 Puerto Montt 220 44 Valdivia 220 42 2016 jun-13 $ 100.39 $ 23.36
CS1
CN1
CC-S1
INV Tesis MMU$Barra Inicial Barra Final
Lineas en Construccion Entrada Simulacion
Entrada ETTINV ETT MMU$
61
mucho mayor, debido principalmente por que las líneas propuestas en ese sector por el
ETT son muy diferentes a las evaluadas con esta herramienta.
Tabla 6-3: Proyectos que se evalúan en la simulación21.
En la Tabla 6-4 se hace la comparación inversa, o sea vemos la propuesta del ETT
y la comparamos. Se puede observar que sólo existen 2 proyectos que deliberadamente no
se consideraron, 3 que por las simplificaciones adoptadas, no tenían sentido evaluar y 8
proyectos que se decidió entraran de forma fija. La diferencia de costos de inversión es
relevante, llegando a ser un 25% menor los costos de inversión considerados en la
evaluación hecha en esta tesis. Esta diferencia se explica porque los costos considerados
son del Informe Precio Nudo de abril del 2010 (CNE, 2010), actualizados con la versión
preliminar (Octubre 2010) del ETT.
21 Fuente: Datos Tesis Informe Precio de Nudo abril del 2010, CNE
N°65 Cardones 220 3 Maitencillo 220 4 N1 2015 jul-16 $ 65.98 $ 44.47
66 Maitencillo 220 4 Pan de Azucar 220 6 N2 2020 jul-16 $ 130.11 $ 70.53
67 Pan de Azucar 220 6 Los Vilos 220 8 N3 no entrano mencionado $ 51.80
68 Los Vilos 220 8 Nogales 220 9 N4 no entrano mencionado $ 61.87
69 Pan de Azucar 500 5 Los Vilos 500 7 N5 2018 jul-16 $ 98.48 $ 69.76
70 Pan de Azucar 500 5 Pan de Azucar 220 6 N6 2020jul-16 $ 23.71 $ 20.30
71 Los Vilos 500 7 Nogales 500 10 N7 2021 jul-16 $ 98.48 $ 98.21
72 Nogales 500 10 Nogales 220 9 N8 2020 jul-16 $ 71.12 $ 58.92
73 Nogales 500 10 Polpaico 500 24 N9 2021 jul-16 $ 47.41 $ 38.61
74 Nogales 220 9 Quillota 220 11 C1 2014no mencionado $ 30.42
75 Quillota 220 11 Polpaico 220 25 C2 no entrano mencionado $ 85.25
76 Lo Aguirre 500 33 Lo Aguirre 220 34 C3 2018 ene-17 $ 34.51 $ 29.46
77 Lo Aguirre 500 33 Polpaico 500 24 2017 jul-16 $ 19.85 $ 19.22
78 Alto Jahuel 500 29 Lo Aguirre 500 33 2017 jul-16 $ 39.71 $ 31.61
79 Lo Aguirre 220 34 Cerro Navia 220 27 C5 2018 ene-17 $ 51.51 $ 61.38
80 Cerro Navia 500 32 Cerro Navia 220 27 C6 no entrano mencionado $ 58.92
81 Alto Jahuel 500 29 Lo Aguirre 500 33 C7 no entra ene-17 $ 17.25 $ 15.80
82 Lo Aguirre 500 33 Lo Aguirre 220 34 C8 2021 ene-18 $ 27.77 $ 29.46
83 Lo Aguirre 500 33 Polpaico 500 24 C9 no entra ene-17 $ 17.25 $ 9.61
84 Alto Jahuel 500 29 Alto Jahuel 220 30 C10 2014no mencionado $ 30.31
85 Itahue 220 35 Alto Jahuel 220 30 S1 no entrano mencionado $ 61.38
86 Itahue 220 35 Alto Jahuel 220 30 S2 no entrano mencionado $ 23.61
87 Ancoa 220 38 Itahue 220 35 S3 no entrano mencionado $ 19.64
88 Charrua 500 39 Ancoa 500 37 S4 no entra jul-16 $ 140.41 $ 100.56
89 Charrua 220 40 Charrua 500 39 S5 2013no mencionado $ 25.66
90 Temuco 220 41 Cautin 220 46 S6 no entra ene-17 $ 91.09 $ 4.25
91 Ancoa 500 37 Ancoa 220 38 S7 no entra ene-15 $ 20.45 $ 22.23
INV Tesis MMU$
INV ETT MMU$
C4
Barra Inicial Barra FinalProy
Entrada Simulacion
Entrada ETTProyectos evaluados en la Simulacion
62
Tabla 6-4: Proyectos propuestos por el EET y su equivalente.
jun-14 Instalación de un CER Cardones -60/+100 MVAr Obra Nueva No simulado (Flujo DC)Norte
jun-14 Modificación Línea Maitencillo-Cardones Amp. de Transelec N1Norte $ 2.74 $ 1.85
jul-16 Línea 2x220 kV Diego de Almagro – Cardones Obra Nueva Entrada Fija en simulacionNorte $ 36.98 $ 21.52
jul-16 Línea de 2x500 kV Cardones – Maitencillo operada en 220kV Obra Nueva N1Norte $ 63.24 $ 42.62
jul-16Línea de 2x500 kV Maitencillo - Pan de Azúcar operada en 220kV con un circuito tendido
Obra Nueva N2Norte $ 102.89 $ 55.78
jul-16Línea de 2x500 kV Maitencillo - Pan de Azúcar operada en 220kV , tendido del segundo circuito
Obra Nueva N2Norte $ 27.22 $ 14.76
jul-16Línea de 2x500 kV Pan de Azúcar - Nogales, operado en 220kV con un circuito tendido
Obra Nueva N5 y N7Norte $ 158.00 $ 134.74
jul-16Línea de 2x500 kV Pan de Azúcar – Nogales operada en 220kV , tendido del segundo circuito
Obra Nueva N5 y N7Norte $ 38.96 $ 33.22
jul-16Línea de 2x500 kV Nogales – Polpaico y subestaciones Polpaico y Pan de Azúcar en 500 kV, para la operación en 500kV de la línea Polpaico-Pan de Azúcar
Obra Nueva N6, N8 y N9
Norte $ 142.23 $ 117.84
jul-16 Línea de 2x500 kV Polpaico – Alto Jahuel ,con un circuito tendido Obra Nueva C4Centro $ 59.56 $ 19.22
ene-17Primera etapa subestación Lo Aguirre, seccionando un circuito Alto Jahuel - Polpaico 500 kV. Incluye un transformador 500/220 kV.
Obra Nueva C3, C7 y C9Centro $ 69.02 $ 54.87
ene-17 Línea 1x220 kV Melipilla-Rapel Obra Nueva C5?Centro $ 23.69 $ 28.23
ene-17 Línea Lo Aguirre-Melipilla 2x220 con un circuito tendido circuito Obra Nueva C5?Centro $ 27.82 $ 33.15
ene-18Segunda etapa subestación Lo Aguirre, seccionando el otro circuito Alto Jahuel - Polpaico 500 kV. Incluye segundo trasformador 500/220 kV
Obra Nueva C8
Centro $ 27.77 $ 29.46
abr-12 Conexión Colbún-Ancoa Amp. de Colbún Colbun y Ancoa agrupadas en 1 barra Sur $ 3.30
jun-13 Cambio de conductor Ibis por Grosbeak en el tramo Ciruelos – Valdivia 220kV. Amp. de Transelec Entrada Fija en simulacionSur $ 2.01 $ 0.47
ene-15 Segundo transformador Ancoa 500/220 O Obra Nueva S7Sur $ 20.45 $ 22.23
jul-16 Línea 2x500 kV Ancoa-Charrúa, con un circuito tendido Obra Nueva S4Sur $ 140.41 $ 100.56
jul-16 Línea de 500 kV Alto Jahuel-Ancoa, 4° circuito Amp. de Elecnor Entrada Fija en simulacionSur $ 64.67 $ 76.45
ene-17 Línea Charrúa-Mulchén 2x500 operado en 220kV con un circuito tendido Obra Nueva Charrua y Mulchen agrupadas en 1 barra Sur $ 49.54
ene-17 Línea Mulchuén-Cautín 2x500 operado en 220kv con un circuito tendido Obra Nueva No consideradaSur $ 71.89
ene-17 Línea Cautín-Ciruelos 2x500 kV operada en 220kV Obra Nueva S6Sur $ 91.09 $ 4.25
ene-17 Línea 2x220 kV Ciruelos-Pichirropulli 2x220 tendido 1 circuito. Obra Nueva Entrada Fija en simulacionSur $ 45.49 $ 10.59
ene-18 Línea 2x220 kV Pichirropulli-Puerto Montt 2x220 tendido 1 circuito Obra Nueva Entrada Fija en simulacionSur $ 52.88 $ 12.31
ene-19 Línea Charrúa-Mulchén 2x220 con un circuito tendido Obra Nueva Entrada Fija en simulacionSur $ 30.51 $ 11.40
ene-19 Línea Mulchén-Cautín 2x220 con un circuito tendido Obra Nueva Entrada Fija en simulacionSur $ 45.42 $ 36.57
ene-19 Línea Cautín-Ciruelos 2x220 kV tendido 1 circuito Obra Nueva Entrada Fija en simulacionSur $ 45.24 $ 123.56
INV Tesis MMU$
INV ETT MMU$
Obra de transmisión ClasificacionPuesta en servicio
Proyecto Equivalente en Simulacion
Sector
63
6.2 Comentarios finales
La herramienta realizada ofrece varias oportunidades de crecimiento, en primer
lugar se puede realizar una herramienta más poderosa combinando planificación estática
con dinámica, esta mejora ayudaría a evaluar más proyectos a la vez sin tener un gasto
computacional excesivo. Esta mejora consta en evaluar todas las líneas que se están
sometiendo a estudio, en un sólo periodo, con la herramienta propuesta. El periodo
evaluado debe ser idealmente el de mayor exigencia para el sistema y se debe observar que
líneas deben estar. Teniendo la solución a la planificación estática, se evalúa este
subconjunto de líneas en la herramienta con planificación dinámica, para obtener el orden
de entrada de estas líneas.
Una limitación de la herramienta es que trabaja para evaluar líneas y ver cuales se
debe proponer su expansión y cuáles no. Esto significa que no propone líneas, ni
capacidades, por lo cual una dirección que se puede tomar para que esta herramienta sea
aun más completa, es realizar un programa adjunto que proponga nuevas líneas con su
capacidad y tensión respectiva, las cuales después son evaluadas con la herramienta
propuesta en esta tesis.
Otras limitaciones son; se utiliza un flujo DC, no hay un análisis riguroso de N-1,
se simplifica el SIC en vez de subdividirlo, los algoritmos genéticos no aseguran que la
solución sea óptima.
Respecto a los ETT, se debe destacar la incorporación de mayor incertidumbre en
el segundo proceso, pero aun es poco evaluar sólo 3 escenarios de oferta, ya que como
todos sabemos el futuro no se puede predecir, por lo cual entre más preparados estemos
para enfrentarlo mejor. Por lo cual esta herramienta busca ser parte del proceso de forma
complementaria, ya que con esta se puede mejorar un punto débil que aun tiene el ETT que
es el manejo de las incertidumbres.
64
7 CONCLUSIONES
Se han cumplido los objetivos planteados de esta tesis, los cuales son desarrollar y
evaluar una herramienta que ayude a integrar la incertidumbre en la planificación de
sistemas de transmisión. Esta metodología permite expandir el sistema de transmisión
considerando la incertidumbre de la oferta de generación.
Uno de los aportes más importantes de la investigación es valorizar mediante un
método claro la incertidumbre, la cual muestra a través del valor del arrepentimiento, el
gasto adicional que se realiza por no predecir de manera exacta cómo se comporta el
mercado.
En todos los ejemplos realizados se detallaron los planes óptimos según escenario y
el plan que minimiza el máximo arrepentimiento. Como se pudo apreciar, rara vez estos
coinciden, por lo cual si se realiza una planificación de la transmisión considerando un sólo
escenario, para tomar las decisiones económicas (como en el ETT 2006), se va a llegar a
una solución poco robusta que sólo sirve para el escenario diseñado, en otras palabras en la
planificación de la transmisión, se debe evitar hacer “trajes a la medida”, ya que cualquier
cambio sobre la marcha resulta más costoso, en cambio si toma una decisión bajo MMA, la
planificación no estará restringida y se contará con “tela de sobra” para modificar “el traje”
en función de los acontecimientos.
El estudio del sistema de 6 barras, donde se probó esta herramienta inicialmente,
muestra la importancia de considerar la incertidumbre, ya que cambios en las barras de
conexión son importantísimos debido a que modifican la configuración óptima que debiera
tener el sistema. La incertidumbre respecto a los atrasos modifica la entrada óptima de las
líneas, pero no la configuración del sistema, por esta razón la conexión en otras barras, o
centrales que no estaban consideradas deben tener mayor atención.
Esta herramienta probó ser una ayuda complementaria en la planificación del SIC,
ya que se realizó un proceso a baja escala, pero similar al realizado por el ETT el 2010. Se
llega a resultados similares, donde la diferencia está en los datos de entrada. Sería un logro
para esta tesis, que se considere aun más la incertidumbre y se utilice esta o una
metodología similar para tratar la incertidumbre en el próximo ETT del 2014.
65
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70
A N E X O S
71
ANEXO A : FORMATO DE ENTRADA DATOS MATPOWER
A continuación se mostrara el formato de datos de entrada de los archivos que requiere MATPOWER, para realizar un flujo de potencia.
Tabla A-1: Datos de entrada a MATPOWER de las Barras
Tabla A-2: Datos de entrada a MATPOWER de los Generadores
72
Tabla A-3: Datos de entrada a MATPOWER de los Costos de Generación
Tabla A-4: Datos de entrada a MATPOWER de las Líneas
73
ANEXO B : DATOS SIMULACIÓN SISTEMA IEEE 6 BARRAS
Figura B-1: Configuración Inicial del Garver System.
Tabla B-1: Demanda del bloque Punta de las barras del Garver System.
Barra kV 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 20201 220 26 35 44 52 61 70 79 88 96 1052 220 104 127 151 174 198 221 245 268 292 3153 220 13 17 22 26 31 35 39 44 48 534 220 78 93 107 122 137 152 166 181 196 2105 220 130 151 171 192 212 233 254 274 295 3156 220 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
351 423 495 567 639 711 783 855 927 999
Demanda Punta (600 horas)
Total
74
Tabla B-2: Demanda de del bloque Valle de las barras del Garver System.
Tabla B-3: Proyección Demanda Anual del Garver System.
Barra kV 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 20201 220 20 27 33 40 47 53 60 67 73 802 220 80 98 116 133 151 169 187 204 222 2403 220 10 13 17 20 23 27 30 33 37 404 220 60 71 82 93 104 116 127 138 149 1605 220 100 116 131 147 162 178 193 209 224 2406 220 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
270 324 379 433 488 542 597 651 706 760
Demanda Valle (8160 horas)
Total
Punta Valle Energia Factor de MW MW GWh Carga
Horas 600 8,160 8,760 -2011 351 270 2,414 78.5%
423 324 2,901 78.3%495 379 3,389 78.1%567 433 3,876 78.0%
2015 639 488 4,364 78.0%711 542 4,851 77.9%783 597 5,339 77.8%855 651 5,826 77.8%927 706 6,314 77.7%
2020 999 760 6,801 77.7%
Demanda anual de Potencia por Bloques
Bloque
75
Tabla B-4: Centrales Generadores por barra
Tabla B-5: Escenarios que se utilizarán para el análisis.
Cap. CMg
Gen Barra MW US$/MWh
G1 1 150 10 *
G2 3 120 20 *
G3 3 120 22 *
G4 3 120 25 2012
G5 6 100 8 2013
G6 6 100 12 2014
G7 6 100 15 2016
G8 6 100 17 2017
G9 6 100 19 2018
G10 6 100 21 2019
Entrada
Central
Escenario Afectada
Base ninguna ninguna
2 G5 se atrasa 1 año la entrada de G5
3 G6 se atrasa 1 año la entrada de G6
4 G8 se atrasa 1 año la entrada de G8
5 G9 se atrasa 1 año la entrada de G9
6 G10 se atrasa 1 año la entrada de G10
7 G5 y G6 G5 y G6 entran en barra 2
8 G5 y G6 G5 y G6 entran en barra 4
9 G5 y G6 G5 entra en barra 2 y G6 entra en barra 4
10 G5 y G6 G5 entra en barra 4 y G6 entra en barra 2
Cambio Respecto al Escenario Base
76
Tabla B-6: Datos de Líneas del Garver System.
Otros datos generales importantes a considerar son el precio de falla de largo plazo,
estimado en 500 US$/MWh. Este valor representa el costo de no suministrar energía a los
clientes, avisando con anticipación que no se podrá satisfacer su demanda en totalidad. La
tasa de descuento utilizada es del 10% anual.
La simulación que se lleva a cabo es un flujo óptimo de potencia lineal, por lo cual
no se consideran pérdidas ni reactivos. Se despachan las unidades por orden de mérito
hasta satisfacer la demanda.
(1,2) 0.1 0.4 100 (1,2)a 0.1 0.4 100 40 (1,6) 0.17 0.68 70 68
(1,4) 0.15 0.6 80 (2,3)a 0.05 0.2 100 20 (2,6) 0.08 0.3 100 30(1,5) 0.05 0.2 100 (3,5)a 0.05 0.2 100 20 (2,6) x2 0.04 0.15 200 60(2,3) 0.05 0.2 100 (3,4) 0.15 0.59 82 59(2,4) 0.1 0.4 100 (4,6) 0.08 0.3 100 30(3,5) 0.05 0.2 100 (4,6) x2 0.08 0.3 200 60
(5,6) 0.15 0.61 78 61
Proyectos de nuevas lineas
Linea R [pu] X [pu]Limite [MVA]
Inv. [US$M]
Proyectos de ampliaciones
Linea R [pu] X [pu]Limite [MVA]
Inv. [US$M]
Operativas
Linea R [pu] X [pu]Limite [MVA]
ANEXO C :
DATOS SIMULACIÓN SIC CNE REDUCIDO
Figura C-1: Simplificación del SIC en 46 barras.
77
REDUCIDO
Simplificación del SIC en 46 barras.
Figura C-2: Configuración del SIC-Norte.
Figura C-3: Configuración del SIC-Centro
78
Norte.
Centro.
Tabla
BarraDiego de AlmagroCarrera PintoCardonesMaitencilloPan de AzucarLos VilosNogales
SIC-NORTE
Figura C-4: Configuración del SIC-Sur.
Tabla C-1: Barras consideradas para la simplificación del SIC
kV Barra kV BarraDiego de Almagro 220 Polpaico 220/500Itahue
220 Quillota 110/220Ancoa220 San Luis 220Charrua220 Agua Santa 110/220Temuco
220/500 Las Vegas 110Valdivia220/500 Cerro Navia 110/220/500Barro Blanco220/500 Chena 110/220Puerto Montt
El Salto 110/220EsperanzaLos Almendros 110/220CautinLampa 220Lo Aguirre 220/500
Alto Jahuel110/154/ 220/500
SIC-NORTE SIC-CENTRO
79
Sur.
Barras consideradas para la simplificación del SIC
Barra kVItahue 154/220Ancoa 220/500Charrua 220/500Temuco 220Valdivia 220Barro Blanco 220Puerto Montt 220Esperanza 220Cautin 220
SIC-SUR
80
Tabla C-2: Proyecciones Demanda Anual de Potencia y de Energía para el SIC
Punta Semi-Punta Valle Energia Factor de MW MW MW GWh Carga
Horas 200 6,265 2,295 8,760 -2011 6,721 5,328 4,131 44,206 75.1%
7,130 5,628 4,360 46,692 74.8%7,539 5,964 4,627 49,491 74.9%7,949 6,297 4,890 52,261 75.1%
2015 8,359 6,630 5,151 55,034 75.2%8,794 6,976 5,420 57,899 75.2%9,268 7,343 5,706 60,951 75.1%9,767 7,736 6,015 64,224 75.1%10,288 8,148 6,341 67,660 75.1%
2020 10,634 8,482 6,639 70,504 75.7%11,014 8,833 6,952 73,498 76.2%11,432 9,203 7,281 76,651 76.5%11,889 9,592 7,626 79,976 76.8%12,386 10,004 7,989 83,489 76.9%
2025 12,928 10,441 8,370 87,205 77.0%
Bloque
Demanda anual de Potencia por Bloques
81
Tabla C-3: Proyecciones Demanda Anual de Energía por bloque para el SIC
Figura C-5: Curva de duración para el año 2011 y el 2025 Para el SIC.
Punta Semi-Punta Valle TotalGWh GWh GWh GWh
2011 1,344 33,382 9,480 44,2061,426 35,260 10,006 46,6921,508 37,365 10,618 49,4911,590 39,450 11,222 52,261
2015 1,672 41,539 11,822 55,0341,759 43,702 12,438 57,8991,854 46,003 13,095 60,9511,953 48,465 13,805 64,2242,058 51,050 14,553 67,660
2020 2,127 53,141 15,237 70,5042,203 55,340 15,955 73,4982,286 57,655 16,709 76,6512,378 60,097 17,502 79,9762,477 62,677 18,334 83,489
2025 2,586 65,410 19,209 87,205
Demanda anual de Energia por Bloques
Bloque
200, 6.721
6.465, 5.328
8.760, 4.131
200, 12.928
6.465, 10.441
8.760, 8.370
0
12.928
0 8760
Demanda 2011 Demanda 2025
82
Tabla C-4: Demanda Máxima por Barra (1/3)
Potencia Max. por Barra N° 2011 2012 2013 2014 2015Diego de Almagro 220 1 141 146 153 154 157Carrera Pinto 220 2 20 20 20 20 20Cardones 220 3 298 307 392 478 552Maitencillo 220 4 59 62 67 69 71Pan de Azucar 220 6 271 362 394 417 436Los Vilos 220 8 70 74 76 78 80Quillota 220 11 277 313 327 332 346Agua Santa 110 14 168 176 183 192 200Quillota 110 15 138 142 147 151 157Las Vegas 110 16 235 238 242 246 253Cerro Navia 110 17 518 552 588 621 654Chena 110 18 422 448 474 501 527El Salto 110 19 344 363 383 403 423Los Almendros 110 21 480 503 532 561 590Alto Jahuel 110 22 285 299 313 330 347Polpaico 220 25 391 405 417 447 462Lampa 220 26 45 48 50 53 57Cerro Navia 220 27 183 195 207 221 235Alto Jahuel 220 30 395 396 396 397 397Alto Jahuel 154 31 257 269 284 300 313Itahue 154 36 365 386 407 429 454Ancoa 220 38 8 8 9 9 9Charrua 220 40 866 904 930 960 998Temuco 220 41 162 170 179 188 198Valdivia 220 42 70 72 74 76 78Barro Blanco 220 43 97 102 108 114 120Puerto Montt 220 44 154 170 187 204 224NORTE SIC 861 971 1,101 1,216 1,317CENTRO SIC 4,139 4,347 4,546 4,753 4,961SUR SIC 1,722 1,811 1,893 1,980 2,081Potencia Maxima Total SIC 6,721 7,130 7,539 7,949 8,359
83
Tabla C-5: Demanda Máxima por Barra (2/3)
Potencia Max. por Barra N° 2016 2017 2018 2019 2020Barra N° 163 171 181 190 204Diego de Almagro 220 1 21 21 23 24 26Carrera Pinto 220 2 588 636 686 741 764Cardones 220 3 77 81 85 90 103Maitencillo 220 4 452 473 495 518 535Pan de Azucar 220 6 83 87 91 95 98Los Vilos 220 8 357 375 393 412 455Quillota 220 11 209 218 227 237 238Agua Santa 110 14 163 170 178 185 194Quillota 110 15 262 276 290 304 313Las Vegas 110 16 688 723 759 797 842Cerro Navia 110 17 555 583 612 643 690Chena 110 18 444 465 487 511 530El Salto 110 19 619 650 681 713 778Los Almendros 110 21 364 382 401 420 433Alto Jahuel 110 22 513 539 567 595 585Polpaico 220 25 60 64 68 72 77Lampa 220 26 250 266 283 301 289Cerro Navia 220 27 405 426 449 473 487Alto Jahuel 220 30 328 345 363 381 357Alto Jahuel 154 31 480 506 535 564 519Itahue 154 36 9 9 9 10 9Ancoa 220 38 1,043 1,098 1,155 1,215 1,283Charrua 220 40 208 219 230 241 245Temuco 220 41 81 83 86 89 88Valdivia 220 42 126 133 140 148 149Barro Blanco 220 43 245 268 292 320 342NORTE SIC 1,384 1,470 1,561 1,657 1,731CENTRO SIC 5,218 5,482 5,758 6,044 6,268SUR SIC 2,192 2,317 2,448 2,587 2,635Potencia Maxima Total SIC 8,794 9,268 9,767 10,288 10,634
84
Tabla C-6: Demanda Máxima por Barra (3/3)
Potencia Max. por Barra N° 2021 2022 2023 2024 2025Barra N° 220 237 255 274 295Diego de Almagro 220 1 29 32 35 38 42Carrera Pinto 220 2 789 814 840 867 895Cardones 220 3 119 136 156 180 206Maitencillo 220 4 552 570 589 608 628Pan de Azucar 220 6 101 105 109 112 116Los Vilos 220 8 503 556 615 680 751Quillota 220 11 239 240 241 242 243Agua Santa 110 14 203 213 222 233 243Quillota 110 15 322 331 341 351 361Las Vegas 110 16 889 938 990 1,046 1,104Cerro Navia 110 17 740 795 853 915 983Chena 110 18 550 571 593 615 638El Salto 110 19 849 927 1,011 1,103 1,204Los Almendros 110 21 445 458 472 486 500Alto Jahuel 110 22 574 563 553 543 533Polpaico 220 25 82 88 95 102 109Lampa 220 26 278 268 257 248 238Cerro Navia 220 27 502 518 534 550 567Alto Jahuel 220 30 335 314 294 276 258Alto Jahuel 154 31 478 440 405 373 343Itahue 154 36 8 7 6 6 5Ancoa 220 38 1,355 1,430 1,510 1,594 1,683Charrua 220 40 249 252 256 260 264Temuco 220 41 88 87 86 86 85Valdivia 220 42 150 151 153 154 155Barro Blanco 220 43 365 390 417 445 476NORTE SIC 1,810 1,894 1,984 2,080 2,183CENTRO SIC 6,513 6,780 7,071 7,389 7,733SUR SIC 2,692 2,758 2,833 2,918 3,012Potencia Maxima Total SIC 11,014 11,432 11,889 12,386 12,928
85
Tabla C-7: Demanda por bloque de demanda (1/5)
Barra N° Ppunta Psemi-p Pvalle Ppunta Psemi-p Pvalle Ppunta Psemi-p PvalleDiego de Almagro 220 1 141 107 96 146 119 109 153 123 113Carrera Pinto 220 2 20 16 15 20 16 15 20 16 15Cardones 220 3 298 231 208 307 236 212 392 260 223Maitencillo 220 4 59 49 45 62 51 46 67 53 48Pan de Azucar 220 6 271 201 155 362 234 174 394 293 235Los Vilos 220 8 70 51 39 74 54 42 76 56 43Quillota 220 11 277 221 195 313 246 218 327 271 244Agua Santa 110 14 168 133 95 176 138 98 183 144 103Quillota 110 15 138 112 88 142 115 90 147 119 93Las Vegas 110 16 235 180 161 238 184 165 242 187 167Cerro Navia 110 17 518 433 303 552 457 320 588 486 341Chena 110 18 422 365 255 448 384 268 474 407 284El Salto 110 19 344 285 195 363 299 204 383 316 215Los Almendros 110 21 480 420 292 503 442 306 532 467 324Alto Jahuel 110 22 285 240 169 299 251 176 313 264 185Polpaico 220 25 391 282 247 405 304 270 417 314 279Lampa 220 26 45 27 26 48 28 27 50 30 29Cerro Navia 220 27 183 118 88 195 125 93 207 133 99Alto Jahuel 220 30 395 319 305 396 320 306 396 320 306Alto Jahuel 154 31 257 187 141 269 197 149 284 207 156Itahue 154 36 365 256 173 386 271 183 407 286 194Ancoa 220 38 8 4 2 8 4 2 9 4 3Charrua 220 40 866 700 564 904 736 595 930 765 618Temuco 220 41 162 135 93 170 142 98 179 149 103Valdivia 220 42 70 59 43 72 61 44 74 62 45Barro Blanco 220 43 97 75 53 102 79 55 108 83 58Puerto Montt 220 44 154 121 84 170 134 93 187 147 102NORTE SIC 861 656 558 971 710 598 1,101 802 677CENTRO SIC 4,139 3,323 2,560 4,347 3,492 2,691 4,546 3,665 2,825SUR SIC 1,722 1,349 1,013 1,811 1,426 1,071 1,893 1,497 1,124Potencia Maxima Total SIC 6,721 5,328 4,131 7,130 5,628 4,360 7,539 5,964 4,627
2011 2012 2013
86
Tabla C-8: Demanda por bloque de demanda (2/5)
Barra N° Ppunta Psemi-p Pvalle Ppunta Psemi-p Pvalle Ppunta Psemi-p PvalleDiego de Almagro 220 1 154 128 118 157 129 119 163 133 121Carrera Pinto 220 2 20 16 15 20 16 15 21 17 16Cardones 220 3 478 327 286 552 392 348 588 441 401Maitencillo 220 4 69 57 52 71 58 53 77 61 55Pan de Azucar 220 6 417 317 256 436 334 272 452 349 284Los Vilos 220 8 78 57 44 80 59 46 83 61 47Quillota 220 11 332 280 253 346 287 258 357 298 269Agua Santa 110 14 192 150 107 200 157 112 209 165 117Quillota 110 15 151 122 96 157 126 98 163 131 102Las Vegas 110 16 246 190 169 253 193 171 262 199 176Cerro Navia 110 17 621 516 363 654 544 383 688 572 403Chena 110 18 501 430 301 527 453 318 555 477 335El Salto 110 19 403 333 227 423 350 239 444 367 251Los Almendros 110 21 561 492 342 590 518 360 619 544 378Alto Jahuel 110 22 330 277 194 347 292 204 364 306 215Polpaico 220 25 447 327 288 462 347 308 513 367 321Lampa 220 26 53 31 30 57 33 32 60 35 35Cerro Navia 220 27 221 142 105 235 151 112 250 161 119Alto Jahuel 220 30 397 320 306 397 322 307 405 330 313Alto Jahuel 154 31 300 219 165 313 231 175 328 241 182Itahue 154 36 429 302 204 454 319 215 480 336 227Ancoa 220 38 9 4 3 9 4 3 9 4 3Charrua 220 40 960 788 635 998 815 653 1043 849 679Temuco 220 41 188 157 109 198 166 115 208 174 121Valdivia 220 42 76 64 46 78 66 48 81 67 49Barro Blanco 220 43 114 88 62 120 93 65 126 98 69Puerto Montt 220 44 204 161 112 224 177 123 245 193 134NORTE SIC 1,216 902 771 1,317 989 853 1,384 1,062 924CENTRO SIC 4,753 3,831 2,948 4,961 4,003 3,077 5,218 4,192 3,215SUR SIC 1,980 1,565 1,171 2,081 1,638 1,221 2,192 1,722 1,281Potencia Maxima Total SIC 7,949 6,297 4,890 8,359 6,630 5,151 8,794 6,976 5,420
2014 2015 2016
87
Tabla C-9: Demanda por bloque de demanda (3/5)
Barra N° Ppunta Psemi-p Pvalle Ppunta Psemi-p Pvalle Ppunta Psemi-p PvalleDiego de Almagro 220 1 171 138 126 181 145 133 190 153 140Carrera Pinto 220 2 21 17 16 23 18 17 24 19 18Cardones 220 3 636 472 428 686 510 463 741 551 500Maitencillo 220 4 81 66 60 85 70 63 90 73 67Pan de Azucar 220 6 473 363 295 495 380 309 518 397 324Los Vilos 220 8 87 64 49 91 67 51 95 69 54Quillota 220 11 375 309 278 393 324 291 412 340 306Agua Santa 110 14 218 172 123 227 179 128 237 187 134Quillota 110 15 170 136 106 178 142 110 185 148 115Las Vegas 110 16 276 207 183 290 218 193 304 229 203Cerro Navia 110 17 723 601 424 759 632 446 797 663 468Chena 110 18 583 502 352 612 527 370 643 553 389El Salto 110 19 465 385 263 487 404 276 511 423 289Los Almendros 110 21 650 570 397 681 598 416 713 626 436Alto Jahuel 110 22 382 322 225 401 337 237 420 354 248Polpaico 220 25 539 401 356 567 421 375 595 443 394Lampa 220 26 64 37 37 68 39 39 72 42 41Cerro Navia 220 27 266 171 127 283 182 134 301 193 143Alto Jahuel 220 30 426 342 324 449 361 341 473 380 359Alto Jahuel 154 31 345 253 191 363 266 201 381 279 211Itahue 154 36 506 355 239 535 374 252 564 395 266Ancoa 220 38 9 4 3 9 4 3 10 4 3Charrua 220 40 1098 889 709 1155 935 746 1215 983 785Temuco 220 41 219 183 127 230 192 133 241 202 140Valdivia 220 42 83 70 51 86 72 52 89 74 54Barro Blanco 220 43 133 103 72 140 109 76 148 114 80Puerto Montt 220 44 268 211 147 292 231 160 320 252 175NORTE SIC 1,470 1,120 974 1,561 1,190 1,036 1,657 1,263 1,102CENTRO SIC 5,482 4,408 3,385 5,758 4,629 3,557 6,044 4,860 3,736SUR SIC 2,317 1,815 1,347 2,448 1,917 1,423 2,587 2,025 1,503Potencia Maxima Total SIC 9,268 7,343 5,706 9,767 7,736 6,015 10,288 8,148 6,341
2017 2018 2019
88
Tabla C-10: Demanda por bloque de demanda (4/5)
Barra N° Ppunta Psemi-p Pvalle Ppunta Psemi-p Pvalle Ppunta Psemi-p PvalleBarra N° 204 160 147 220 166 154 237 173 161Diego de Almagro 220 1 26 20 19 29 21 20 32 23 20Carrera Pinto 220 2 764 585 537 789 622 577 814 660 619Cardones 220 3 103 79 70 119 84 74 136 90 78Maitencillo 220 4 535 413 338 552 430 352 570 447 367Pan de Azucar 220 6 98 72 56 101 76 58 105 79 60Los Vilos 220 8 455 356 321 503 374 336 556 392 353Quillota 220 11 238 192 139 239 198 144 240 204 149Agua Santa 110 14 194 154 120 203 160 124 213 167 128Quillota 110 15 313 238 212 322 248 222 331 258 232Las Vegas 110 16 842 689 488 889 716 509 938 744 530Cerro Navia 110 17 690 577 405 740 603 423 795 630 441Chena 110 18 530 440 299 550 458 310 571 476 321El Salto 110 19 778 655 454 849 684 473 927 716 493Los Almendros 110 21 433 365 258 445 376 267 458 388 277Alto Jahuel 110 22 585 458 413 574 474 432 563 490 453Polpaico 220 25 77 53 46 82 66 51 88 83 56Lampa 220 26 289 200 149 278 208 155 268 216 162Cerro Navia 220 27 487 391 374 502 402 390 518 414 406Alto Jahuel 220 30 357 283 220 335 287 229 314 291 238Alto Jahuel 154 31 519 396 277 478 398 288 440 400 299Itahue 154 36 9 4 3 8 4 3 7 4 3Ancoa 220 38 1283 1026 823 1355 1070 862 1430 1115 904Charrua 220 40 245 209 146 249 217 153 252 225 159Temuco 220 41 88 75 55 88 77 57 87 78 58Valdivia 220 42 149 119 83 150 123 87 151 127 90Barro Blanco 220 43 342 271 189 365 292 204 390 314 220NORTE SIC 1,731 1,329 1,166 1,810 1,398 1,235 1,894 1,471 1,307CENTRO SIC 6,268 5,052 3,897 6,513 5,254 4,064 6,780 5,467 4,240SUR SIC 2,635 2,101 1,576 2,692 2,181 1,653 2,758 2,264 1,734Potencia Maxima Total SIC 10,634 8,482 6,639 11,014 8,8336,952 11,432 9,203 7,281
2020 2021 2022
89
Tabla C-11: Demanda por bloque de demanda (5/5)
Barra N° Ppunta Psemi-p Pvalle Ppunta Psemi-p Pvalle Ppunta Psemi-p PvalleBarra N° 255 180 169 274 188 178 295 196 186Diego de Almagro 220 1 35 24 21 38 25 22 42 27 24Carrera Pinto 220 2 840 701 665 867 745 714 895 791 767Cardones 220 3 156 97 83 180 104 87 206 111 92Maitencillo 220 4 589 464 383 608 483 400 628 502 417Pan de Azucar 220 6 109 82 63 112 86 65 116 89 68Los Vilos 220 8 615 411 370 680 430 388 751 451 406Quillota 220 11 241 210 155 242 216 160 243 222 166Agua Santa 110 14 222 173 133 233 180 138 243 187 143Quillota 110 15 341 268 243 351 279 255 361 291 267Las Vegas 110 16 990 773 552 1046 803 576 1104 834 600Cerro Navia 110 17 853 657 459 915 686 479 983 717 500Chena 110 18 593 495 333 615 515 344 638 536 357El Salto 110 19 1011 748 514 1103 782 535 1204 818 557Los Almendros 110 21 472 400 288 486 413 299 500 426 310Alto Jahuel 110 22 553 507 474 543 524 496 533 542 520Polpaico 220 25 95 104 62 102 131 69 109 165 76Lampa 220 26 257 224 169 248 233 176 238 241 183Cerro Navia 220 27 534 426 423 550 439 440 567 451 459Alto Jahuel 220 30 294 295 248 276 299 259 258 303 269Alto Jahuel 154 31 405 402 311 373 404 323 343 406 336Itahue 154 36 6 4 3 6 4 3 5 4 3Ancoa 220 38 1510 1163 947 1594 1213 993 1683 1265 1041Charrua 220 40 256 234 166 260 242 174 264 251 181Temuco 220 41 86 80 59 86 81 61 85 83 62Valdivia 220 42 153 132 94 154 137 98 155.427 142 102Barro Blanco 220 43 417 337 238 445 363 257 476 390 278NORTE SIC 1,984 1,548 1,384 2,080 1,630 1,466 2,183 1,716 1,553CENTRO SIC 7,071 5,692 4,422 7,389 5,930 4,614 7,733 6,184 4,813SUR SIC 2,833 2,352 1,819 2,918 2,444 1,909 3,012 2,541 2,003Potencia Maxima Total SIC 11,889 9,592 7,626 12,386 10,004 7,989 12,928 10,441 8,370
2023 2024 2025
90
Tabla C-12: Centrales Generadores operativas por barra (1/2)
Gen N° Barra Entrada Salida Tecnologia P Max Cmg Seca MediaHumeda1 Diego de Almagro 220 * 2013 Diesel 245 198.09 95% 95% 95%
4 Diego de Almagro 220 * * Diesel 173 241.82 95% 95% 95%
5 Cardones 220 * * Diesel 250 206.79 95% 95% 95%
6 Maitencillo 220 * * Carbón 562 32.17 95% 95% 95%
7 Maitencillo 220 * * Carbón 79 185.60 95% 95% 95%
8 Los Vilos 220 * * Diesel 214 196.24 95% 95% 95%
9 Los Vilos 220 * * Eolica 162 7.70 28% 28% 28%
10 Las Vegas 110 * * Diesel 134 201.34 95% 95% 95%
11 San Luis 220 * 2019 Diesel 702 123.92 95% 95% 95%
13 San Luis 220 * * GNL 1376 89.46 85% 85% 85%
14 San Luis 220 * * Diesel 163 207.79 95% 95% 95%
15 Quillota 110 * * Carbón 321 43.00 95% 95% 95%
16 Quillota 110 * * Diesel 2 195.81 95% 95% 95%
17 Agua Santa 110 * * Diesel 80 284.48 95% 95% 95%
18 Cerro Navia 110 * 2014 Diesel 342 136.26 95% 95% 95%
20 Cerro Navia 110 * * Diesel 92 275.31 95% 95% 95%
21 Itahue 154 * * Diesel 47 245.49 95% 95% 95%
22 Alto Jahuel 220 * 2014 Diesel 125 206.85 95% 95% 95%24 Alto Jahuel 220 * 2019 Diesel 129 206.85 95% 95% 95%26 Alto Jahuel 110 * * Diesel 20 265.02 95% 95% 95%27 Itahue 154 * * Diesel 92 204.24 95% 95% 95%28 Itahue 154 * * Biomasa 14 19.10 64% 64% 64%29 Charrua 220 * * Biomasa 288 25.16 64% 64% 64%30 Charrua 220 * * Diesel 516 192.98 95% 95% 95%
Centrales Operativas FP según Hidrologia
91
Tabla C-13: Centrales Generadores operativas por barra (2/2)
Tabla C-14: Centrales Generadores en Remodelación por barra
Gen N° Barra Entrada Salida Tecnologia P Max Cmg Seca MediaHumeda31 Charrua 220 * 2011 Diesel 42 213.47 95% 95% 95%33 Valdivia 220 * * Biomasa 37 12.65 64% 64% 64%34 Valdivia 220 * * Biomasa 125 183.61 64% 64% 64%35 Puerto Montt 220 * * Diesel 139 204.45 95% 95% 95%36 Pan de Azucar 220 * * Diesel 97 180.40 95% 95% 95%37 Nogales 220 * * Carbón 249 44.52 95% 95% 95%38 Barro Blanco 220 * * Diesel 20 190.55 95% 95% 95%39 Pan de Azucar 220 * * Pasada 29 0.00 48% 63% 73%40 Las Vegas 110 * * Pasada 56 0.00 48% 63% 73%41 Los Almendros 220 * * Pasada 196 0.00 48% 63% 73%42 Los Almendros 110 * * Pasada 150 0.00 48% 63% 73%43 Alto Jahuel 110 * * Pasada 102 0.00 48% 63% 73%44 Polpaico 220 * * Pasada 147 0.00 48% 63% 73%45 Cerro Navia 220 * * Embalse 350 0.00 48% 63% 73%46 Alto Jahuel 220 * * Embalse 557 0.00 48% 63% 73%47 Alto Jahuel 220 * * Pasada 5 0.00 48% 63% 73%48 Itahue 154 * * Embalse 105 0.00 48% 63% 73%49 Itahue 154 * * Pasada 400 0.00 48% 63% 73%50 Ancoa 220 * * Embalse 560 0.00 48% 63% 73%51 Charrua 220 * * Embalse 1902 0.00 48% 63% 73%52 Charrua 220 * * Pasada 126 0.00 48% 63% 73%53 Temuco 220 * * Pasada 59 0.00 48% 63% 73%54 Barro Blanco 220 * * Pasada 68 0.00 48% 63% 73%
55 Puerto Montt 220 * * Embalse 169 0.00 48% 63% 73%
Centrales Operativas FP según Hidrologia
Gen N° Barra Entrada Salida Tecnologia P Max Cmg Seca Media Humeda2 Diego de Almagro 220 2013 2014 GNL 245 158.77 85% 85% 85%3 Diego de Almagro 220 2014 * GNL 360 99.31 85% 85% 85%12 San Luis 220 2019 * GNL 746 95.56 85% 85% 85%19 Cerro Navia 110 2014 * GNL 370 100.39 85% 85% 85%23 Alto Jahuel 220 2014 * GNL 125 156.32 85% 85% 85%25 Alto Jahuel 220 2019 * GNL 129 156.32 85% 85% 85%32 Charrua 220 2011 * Diesel 60 148.29 95% 95% 95%
Centrales en Remodelacion prontas a entrar FP según Hidrologia
92
Tabla C-15: Centrales de entrada fija.
Gen N° Barra Entrada Tecnologia P Max Cmg Seca Media Humeda56 Pan de Azucar 220 2011 Eolica 20 7,70 28% 28% 28%
57 Nogales 220 2012 Carbón 242 43,00 95% 95% 95%
58 Alto Jahuel 110 2012 Pasada 106 0,00 48% 63% 73%
59 Ancoa 220 2012 Pasada 37 0,00 48% 63% 73%
60 Charrua 220 2011 Carbón 392 34,34 86% 86% 86%
61 Temuco 220 2012 Biomasa 20 38,35 64% 64% 64%
62 Valdivia 220 2011 Diesel 20 203,80 95% 95% 95%
63 Valdivia 220 2013 Pasada 144 0,00 48% 63% 73%
64 Charrua 220 2012 Carbón 410 32,79 86% 86% 86%
Gen N° Barra Entrada Tecnologia P Max Cmg Seca Media Humeda65 Maitencillo 220 2011 Pasada 4 0,00 48% 63% 73%
66 Pan de Azucar 220 2014 Eolica 50 7,70 28% 28% 28%
67 Los Vilos 220 2011 Eolica 100 7,70 28% 28% 28%
68 Los Vilos 220 2012 Eolica 50 7,70 28% 28% 28%
69 Los Vilos 220 2013 Eolica 50 7,70 28% 28% 28%
74 Itahue 154 2012 Pasada 61 0,00 48% 63% 73%75 Itahue 154 2012 Biomasa 25 28,40 64% 64% 64%76 Ancoa 220 2014 Pasada 50 0,00 48% 63% 73%77 Ancoa 220 2015 Pasada 136 0,00 48% 63% 73%78 Ancoa 220 2017 Geotermia 40 2,00 80% 80% 80%79 Ancoa 220 2018 Geotermia 80 2,00 80% 80% 80%80 Ancoa 220 2019 Pasada 20 0,00 48% 63% 73%81 Ancoa 220 2020 Geotermia 40 2,00 80% 80% 80%82 Charrua 220 2015 Eolica 50 7,70 28% 28% 28%
83 Charrua 220 2015 Pasada 20 0,00 48% 63% 73%
84 Charrua 220 2016 Eolica 50 7,70 28% 28% 28%85 Charrua 220 2017 Geotermia 25 2,00 80% 80% 80%86 Charrua 220 2018 Geotermia 50 2,00 80% 80% 80%87 Charrua 220 2019 Eolica 50 7,70 28% 28% 28%88 Charrua 220 2020 Geotermia 25 2,00 80% 80% 80%89 Barro Blanco 220 2012 Pasada 84 0,00 48% 63% 73%90 Pan de Azucar 220 2017 Carbon 250 27,97 86% 86% 86%91 Pan de Azucar 220 2018 Carbon 500 30,50 86% 86% 86%92 Charrua 220 2014 Pasada 60 0,00 48% 63% 73%
FP según HidrologiaCentrales en Construccion prontas a entrar
Centrales Propuestas por la CNE FP según Hidrologia
93
Tabla C-16: Centrales que se utilizan para aumentar la oferta en los últimos 5 años.
Tabla C-17: Centrales que son utilizadas para definir los escenarios de Incertidumbre.
Gen N° Barra E. CNE E. Tesis Tecnologia P Max Cmg Seca Media Humeda93 Maitencillo 220 2017 2023 Carbón 139 32.24 95% 95% 95%94 Pan de Azucar 220 2020 - Carbón 200 33.04 95% 95% 95%
95 Nogales 220 2013 2024 Carbón 450 33.04 95% 95% 95%
99 Alto Jahuel 110 2013 2025 Pasada 282 0.00 48% 63% 73%100 Alto Jahuel 110 2017 2023 Pasada 94 0.00 48% 63% 73%
101 Itahue 154 2013 2022 Pasada 158 0.00 48% 63% 73%
102 Ancoa 220 2016 2022 Embalse 150 0.00 48% 63% 73%
103 Ancoa 220 2013 2023 Pasada 150 0.00 48% 63% 73%104 Charrua 220 2013 2015 Pasada 316 0.00 48% 63% 73%
105 Valdivia 220 2015 2015 Pasada 473 0.00 48% 63% 73%
106 Valdivia 220 2017 2023 Pasada 139 0.00 48% 63% 73%107 Puerto Montt 220 2018 2024 Carbón 250 33.04 95% 95% 95%
108 Puerto Montt 220 2012 2014 Pasada 7 0.00 48% 63% 73%
Centrales No Mencionadas por la CNE FP según Hidrologia
Gen N° Barra Nombre Entrada Tecnologia P Max Cmg Seca Media Humeda70 Lo Aguirre 500 Modulo 03+05 2017 Pasada 820 0.00 48% 63%73%71 Lo Aguirre 500 Modulo 02 2018 Pasada 500 0.00 48% 63% 73%72 Lo Aguirre 500 Modulo 01 2020 Pasada 660 0.00 48% 63% 73%73 Lo Aguirre 500 Modulo 04 2021 Pasada 770 0.00 48% 63% 73%109 Cardones 220 Castilla 1 2016 Carbon 350 32.24 95% 95% 95%110 Cardones 220 Castilla 2 2017 Carbon 350 32.24 95% 95% 95%111 Cardones 220 Castilla 3 2018 Carbon 350 32.24 95% 95% 95%112 Cardones 220 Castilla 4 2019 Carbon 350 32.24 95% 95% 95%113 Cardones 220 Castilla 5 2020 Carbon 350 32.24 95% 95% 95%114 Cardones 220 Castilla 6 2021 Carbon 350 32.24 95% 95% 95%97 Los Almendros 220Hidroeléctrica RM 01 2017 Pasada 256 0.00 48% 63% 73%98 Los Almendros 220Hidroeléctrica RM 02 2018 Pasada 275 0.00 48% 63% 73%96 San Luis 220 Quintero CC FA+GNL 2019 GNL 385 87.06 85% 85% 85%115 Quillota 220 GNL Quillota 2019 GNL 380 87.06 85% 85% 85%118 Valdivia 220 Neltume 2 2017 Pasada 500 0.00 48% 63% 73%116 Valdivia 220 Energia Austral 1 2021 Pasada 500 0.00 48% 63% 73%117 Valdivia 220 Energia Austral 2 2022 Pasada 500 0.00 48% 63% 73%
Centrales Sujetas a Incertidumbre FP según Hidrologia
94
Tabla C-18: Escenarios que se utilizarán para el análisis.
Tabla C-19: Datos de Líneas que entraran de forma fija.
N° Hidroaysen Castilla Hidro-GNL Centro E.Austral-Neltu me
1 No entra Entra en Cardones No entra Entra
2 No entra Entra en Cardones Entra No entra3 No entra 2 años tarde en Cardones No entra Entra
4 No entra 2 años tarde en Cardones Entra No entra5 No entra Entra en Maintencillo No entra Entra
6 No entra Entra en Maintencillo Entra No entra
7 No entra 2 años tarde en Maintencillo No entra Entra8 No entra 2 años tarde en Maintencillo Entra No entra
9 Entra No entra No entra Entra10 Entra No entra Entra No entra
11 2 años tarde No entra No entra Entra
12 2 años tarde No entra Entra No entra
N°
53 Diego de Almagro 220 1 Carrera Pinto 220 2 2015 * 220 220 1.51 6.11 11.34
54 Carrera Pinto 220 2 Cardones 220 3 2015 * 220 220 1.44 5.85 10.18
55 Polpaico 500 24 Polpaico 220 25 2011 * 771 220 0.01 0.98 19.49
56 Chena 220 28 Cerro Navia 220 27 2012 * 395 220 0.13 0.50 4.63
57 Alto Jahuel 220 30 Chena 220 28 2011 * 1,320 220 0.08 0.395.00
58 Alto Jahuel 500 29 Polpaico 500 24 2012 2016 1,400 500 0.07 0.77 76.45
59 Ancoa 500 37 Alto Jahuel 500 29 2012 * 1,400 500 0.25 1.3376.45
60 Ancoa 500 37 Alto Jahuel 500 29 2014 * 1,400 500 0.25 1.3376.45
61 Valdivia 220 42 Cautin 220 46 2016 * 332 220 1.77 5.59 123.56
62 Puerto Montt 220 44 Barro Blanco 220 43 2016 * 348 220 1.14 4.71 11.40
63 Puerto Montt 220 44 Temuco 220 41 2016 * 332 220 5.31 15.30 36.57
64 Puerto Montt 220 44 Valdivia 220 42 2016 * 332 220 3.19 8.54 23.36
Lineas en ConstruccionBarra Inicial Barra Final
Entrada X [%]R [%]kVCap.
[MW]Salida
INV MMU$
Comentarios
Cuando Entra, debe salir 34 (A.Jahuel-
Polpaico 500)
95
Tabla C-20: Datos de los proyectos de líneas que compiten por entrar.
LongitudN° [Km.]
65 Cardones 220 3 Maitencillo 220 4 N1 2015 394 220 132.4 1.17 4.67 $ 44
66 Maitencillo 220 4 Pan de Azucar 220 6 N2 2015 460 220 210.0 2.00 7.95 $ 71
67 Pan de Azucar 220 6 Los Vilos 220 8 N3 2015 446 220 140.02.35 9.19 $ 52
68 Los Vilos 220 8 Nogales 220 9 N4 2015 446 220 197.1 0.97 3.86 $ 62
69 Pan de Azucar 500 5 Los Vilos 500 7 N5 2014 2,800 500 140.0 0.24 1.21 $ 70
70 Pan de Azucar 500 5 Pan de Azucar 220 6 N6 2014 1,543 220 0.0 0.05 5.04 $ 20
71 Los Vilos 500 7 Nogales 500 10 N7 2014 2,800 500 197.1 0.13 0.66 $ 98
72 Nogales 500 10 Nogales 220 9 N8 2014 1,543 220 0.0 0.05 5.04 $ 59Valor del 3er Trafo Polpaico
73 Nogales 500 10 Polpaico 500 24 N9 2014 2,800 500 75.1 0.050.26 $ 39
LongitudN° [Km.]
74 Nogales 220 9 Quillota 220 11 C1 2012 892 220 40.0 0.15 0.60 $ 30
75 Quillota 220 11 Polpaico 220 25 C2 2012 2,000 220 50.0 0.10 1.21 $ 85
76 Lo Aguirre 500 33 Lo Aguirre 220 34 C3 2015 771 220 0.0 0.10 10.07 $ 29
77 Lo Aguirre 500 33 Polpaico 500 24 2015 1,400 500 30.4 0.03 0.37 $ 19
78 Alto Jahuel 500 29 Lo Aguirre 500 33 2015 1,400 500 50.00.04 0.42 $ 32
79 Lo Aguirre 220 34 Cerro Navia 220 27 C5 2015 3,600 220 20.0 0.03 0.39 $ 61
80 Cerro Navia 500 32 Cerro Navia 220 27 C6 2014 1,543 220 0.0 0.05 5.06 $ 59
81 Alto Jahuel 500 29 Lo Aguirre 500 33 C7 2016 1,400 500 50.0 0.04 0.42 $ 16 Circuito adicional
82 Lo Aguirre 500 33 Lo Aguirre 220 34 C8 2016 771 220 0.0 0.10 10.07 $ 29
83 Lo Aguirre 500 33 Polpaico 500 24 C9 2016 1,400 500 30.4 0.03 0.37 $ 10 Circuito adicional
84 Alto Jahuel 500 29 Alto Jahuel 220 30 C10 2015 1,543 220 0.0 0.05 5.06 $ 30
LongitudN° [Km.]
85 Itahue 220 35 Alto Jahuel 220 30 S1 2015 800 220 180.0 0.72 5.99 $ 61Subida de Tension desde
86 Itahue 220 35 Alto Jahuel 220 30 S2 2016 500 220 180.0 0.72 5.99 $ 24Circuito adicional a S1
87 Ancoa 220 38 Itahue 220 35 S3 2016 256 220 90.0 0.19 1.85 $ 20
88 Charrua 500 39 Ancoa 500 37 S4 2015 1,300 500 196.5 0.07 0.43 $ 101
89 Charrua 220 40 Charrua 500 39 S5 2013 650 220 0.0 0.03 3.36$ 26
90 Temuco 220 41 Cautin 220 46 S6 2016 332 220 15.0 0.13 0.40 $ 4
91 Ancoa 500 37 Ancoa 220 38 S7 2019 771 220 0.0 0.10 10.07 $ 22
R [%] X [%]INV
MMU
R [%] X [%] INV MMU
R [%] X [%] INV MMUBarra Final
Comentarios
Comentarios
C4
ComentariosProy
Se secciona y aumenta la capacidad de la linea existente
Proy
Cap. [MW]
kV
Cap. [MW]
kV
kVBarra Inicial Barra Final
Lineas Propuestas al Norte Entrada Desde
Cap. [MW]
Lineas Propuestas al Sur Entrada Desde
ProyBarra Inicial Barra FinalLineas Propuestas al Centro Entrada
Desde
Barra Inicial
96
Tabla C-21: Datos de Líneas Operativas.
Salida Cap. C. (N-1) Tension R X
N° Oper. [MW] [MW] [kV] [%] [%]1 Diego de Almagro 220 1 Carrera Pinto 220 2 * 220 0 220 1.51 6.112 Carrera Pinto 220 2 Cardones 220 3 * 220 0 220 1.44 5.853 Cardones 220 3 Maitencillo 220 4 * 591 490 220 0.91 3.634 Maitencillo 220 4 Pan de Azucar 220 6 * 460 259 220 2.00 7.955 Pan de Azucar 220 6 Los Vilos 220 8 * 446 0 220 2.35 9.196 Los Vilos 220 8 Nogales 220 9 * 446 320 220 0.97 3.867 Nogales 220 9 Polpaico 220 25 * 3,000 1500 220 0.10 1.228 Quillota 220 11 Polpaico 220 25 * 2,000 1000 220 0.10 1.219 Quillota 220 11 Quillota 110 15 * 441 294 110 0.23 19.42
10 San Luis 220 12 Quillota 220 11 * 4,704 3528 220 0.01 0.1111 Agua Santa 220 13 Agua Santa 110 14 * 294 0 110 0.00 16.7612 Agua Santa 220 13 Polpaico 220 25 * 1,600 1156 220 0.27 2.0713 Agua Santa 220 13 San Luis 220 12 * 321 0 220 0.34 1.9414 Agua Santa 110 14 Quillota 110 15 * 800 0 110 1.72 4.3115 Las Vegas 110 16 Quillota 110 15 * 366 0 110 0.80 4.4616 Cerro Navia 110 17 Las Vegas 110 16 * 162 0 110 3.16 11.6217 Chena 110 18 Cerro Navia 110 17 * 256 0 110 0.53 1.8918 Chena 110 18 Los Almendros 110 21 * 1,368 721 110 1.00 3.1119 El Salto 110 19 Cerro Navia 110 17 * 316 158 110 2.07 5.4520 Los Almendros 220 20 Alto Jahuel 220 30 * 846 0 220 0.25 1.7421 Los Almendros 220 20 Los Almendros 110 21 * 784 0 110 1.04 10.4422 Los Almendros 110 21 El Salto 110 19 * 316 158 110 0.69 2.5723 Alto Jahuel 110 22 Chena 110 18 * 632 158 110 0.92 3.0224 Alto Jahuel 110 22 Los Almendros 110 21 * 324 81 110 2.126.7325 El Salto 220 23 El Salto 110 19 * 784 0 110 1.04 10.4426 Polpaico 500 24 Polpaico 220 25 * 771 0 500 0.02 1.9527 Polpaico 220 25 El Salto 220 23 * 1,292 323 220 0.17 1.6228 Lampa 220 26 Polpaico 220 25 * 1,240 460 220 0.18 0.6629 Cerro Navia 220 27 Cerro Navia 110 17 * 1,200 364 110 0.10 6.5330 Cerro Navia 220 27 Lampa 220 26 * 1,240 460 220 0.14 0.5231 Chena 220 28 Cerro Navia 220 27 * 395 0 220 0.13 0.5032 Chena 220 28 Chena 110 18 * 784 0 110 1.04 10.4433 Alto Jahuel 500 29 Alto Jahuel 220 30 * 1,543 771.26 2200.05 5.0634 Alto Jahuel 500 29 Polpaico 500 24 2015 1,400 0 500 0.06 0.79 Sale, cuando entra C435 Alto Jahuel 220 30 Alto Jahuel 110 22 * 1,642 0 110 0.11 6.1936 Alto Jahuel 220 30 Alto Jahuel 154 31 * 600 0 110 0.08 12.8037 Alto Jahuel 220 30 Polpaico 220 25 * 646 538 220 0.18 2.0438 Ancoa 500 37 Alto Jahuel 500 29 * 1,400 0 500 0.26 1.3339 Ancoa 500 37 Polpaico 500 24 2012 1,400 0 500 0.26 1.70 Sale, cuando entra CC-S140 Itahue 220 35 Itahue 154 36 * 300 0 110 0.08 12.8041 Ancoa 500 37 Ancoa 220 38 * 771 0 220 0.10 10.0742 Ancoa 220 38 Itahue 220 35 2016 944 400 220 0.29 2.78 Sale, cuando entra S343 Charrua 500 39 Ancoa 500 37 2015 2,600 1300 500 0.10 0.64 Sale, cuando entra S444 Charrua 220 40 Cautin 220 46 * 1,000 500 220 1.03 6.2445 Charrua 220 40 Charrua 500 39 2013 1,300 0 220 0.05 5.04 Sale, cuando entra S646 Charrua 220 40 Esperanza 220 45 * 225 0 220 1.46 7.4747 Temuco 220 41 Cautin 220 46 * 677 332 220 0.13 0.4048 Valdivia 220 42 Cautin 220 46 * 677 332 220 1.77 5.5949 Barro Blanco 220 43 Valdivia 220 42 * 182 0 220 2.20 8.7050 Puerto Montt 220 44 Barro Blanco 220 43 * 174 0 220 2.27 9.4251 Puerto Montt 220 44 Valdivia 220 42 * 332 166 220 3.19 8.5452 Esperanza 220 45 Temuco 220 41 * 225 0 220 1.67 8.53
Lineas ExistentesComentarios
Barra Inicial Barra Final
Simbologia: Modificado
97
En la Tabla C-21, se destacan las capacidades de algunas líneas y transformadores
de baja tensión, los cuales a lo largo del horizonte de estudio se congestionaban, pero
debido a que estas obras no pertenecen al sistema troncal, si no que más bien a
subtransmisión y distribución, se decidió ampliar las capacidades de forma que estas líneas
no se congestionen durante todo el horizonte de estudio.
Otros datos generales importantes a considerar son el precio de falla de corto y
largo plazo, los cuales son 3240 y 485 US$/MWh. respectivamente. La diferencia entre
ambos está en que el primero es el costo de botar carga debido a un evento imprevisto (ej.:
la caída de una línea) y el segundo es el costo de botar carga con tiempo de anticipación
(ej.: se sabe que con el sistema de transmisión actual no se puede alimentar una carga). La
tasa de descuento utilizada es del 10% anual.
La simulación que se lleva a cabo es un flujo óptimo de potencia lineal, con
cálculos de perdida en una iteración, no considerando reactivos. Se utiliza los generadores
más baratos hasta satisfacer la demanda.
98
ANEXO D : REPRESENTACION SIC REDUCIDO ETT 2010
Figura D-1: Representación transmisión SIC-Norte ETT 2010
99
Figura D-2: Representación transmisión SIC-Centro ETT 2010
100
Figura D-3: Representación transmisión SIC-Chilectra ETT 2010
101
Figura D-4: Representación transmisión SIC-Sur ETT 2010