INFORME TÉCNICO - cdec2.cdec-sing.clcdec2.cdec-sing.cl/.../cdec.pck_pag...1408_UIS_ITE_V1_Noviembre_2… · 1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 3

INFORME TÉCNICO

“Estudio de Integridad de Instalaciones del Sistema de

Transmisión 2014”.

Autor : Unidad Integridad del Sistema.

Fecha : 05 de noviembre de 2014

Correlativo : CDEC-SING C0098/2014

Clasificación : Para Observaciones

Código : 1408-UIS-ITE-V1

Versión : 1

CONTROL DE DOCUMENTO

APROBADO POR

Versión Aprobado por Cargo

1

Daniel Salazar J. Director de Operación y Peajes

Raúl Moreno T. Subdirector de Operación

Rafael Carvallo C. Subdirector de Peajes

REVISADO POR

Versión Revisado por Cargo

1 Erick Zbinden A. Jefe Unidad Integridad del Sistema

REALIZADO POR

Versión Realizado por Cargo

1 Unidad Integridad del Sistema -

REGISTRO DE CAMBIOS

Fecha Autor Versión Descripción del cambio

05-11-2014 Unidad Integridad del Sistema 1

Confección de versión final que

incorpora observaciones de

empresas coordinadas a versión

preliminar.

28-08-2014 Unidad Integridad del Sistema Preliminar

Confección de versión preliminar

para observaciones de

empresas coordinadas.

1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 3

CONTENIDO

1 RESUMEN 5

2 INTRODUCCIÓN 6

3 OBJETIVOS 6

4 ALCANCES 7

5 ANTECEDENTES 9

6 MARCO NORMATIVO 10

7 METODOLOGÍA DE TRABAJO 10

7.1 GENERALIDADES. 10

7.2 DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES TOPOLÓGICAS DE OPERACIÓN. 14

7.3 DEFINICIÓN DE LOS CASOS DE GENERACIÓN. 21

7.4 DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN. 22

7.5 DEFINICIÓN DE LOS TIPOS DE FALLA Y CONTINGENCIAS RELEVANTES. 24

7.6 DEFINICIÓN DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES DE INTERÉS. 24

7.7 MODELACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO. 28

7.8 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO. 31

7.9 ESTUDIO TRANSITORIO. 33

8 ESTUDIO DE INTEGRIDAD EN RÉGIMEN ESTÁTICO DE LOS EQUIPOS EN

INSTALACIONES DEL SING EN 220 KV 35

8.1 GENERALIDADES SOBRE LA RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES TÉCNICOS. 35

8.2 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INTERRUPTORES DE PODER 39

8.3 CÁLCULO DEL LIMITE DE SATURACIÓN PARA LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 66

8.4 CÁLCULO DE LA POTENCIA NATURAL EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 104

9 ESTUDIO DE INTEGRIDAD EN RÉGIMEN DINÁMICO DE LAS INSTALACIONES DEL SING

EN 220 KV 115

9.1 CÁLCULO DEL TIEMPO MÁXIMO DE DESPEJE DE FALLA (TMDF). 115

9.2 ANÁLISIS DE CONTINGENCIA DE SEVERIDAD 9. 134


10 CONCLUSIONES 163

10.1 RÉGIMEN ESTÁTICO. 163

10.2 RÉGIMEN DINÁMICO. 171


1 RESUMEN

Este informe presenta los resultados obtenidos en los análisis desarrollados dentro del

contexto de la integridad del sistema de transmisión del Sistema Interconectado del Norte

Grande (SING) en 220 kV, los que se orientan a la detección de estados subestándares del

equipamiento primario existente frente a una condición de falla –en particular, de los

transformadores de corriente e interruptores de poder– y al análisis de potencia natural (SIL:

Surge Impedance Loading) de las líneas de transmisión en 220 kV con configuración de dos

(2) circuitos paralelos y su comportamiento como fuente o sumidero de reactivos.

Adicionalmente, se presenta un análisis de los Tiempos Máximos de Despeje de Falla

(TMDF) para líneas de transmisión en 220 kV que representen vías directas de evacuación

de potencia desde centrales generadoras hacia el SING y/o sean parte del Sistema de

Transmisión Troncal (STT), con el objeto de identificar aquellos enlaces que posean tiempos

de despeje de falla críticos, donde sus sistemas de protección tienen alta dependencia de

sus enlaces de comunicaciones en cuanto a confiabilidad, disponibilidad y latencias, por lo

que deben estar diseñados con las más altas exigencias técnicas utilizadas en la industria.

Para finalizar, se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de una

contingencia de severidad 9, con su posterior despeje, en cada una de las barras de

subestaciones pertenecientes al STT y adicionales de interés, utilizando los Recursos

Generales de Control de Contingencias disponibles en el sistema.

El estudio se orienta al análisis en régimen estático y transitorio del sistema de transmisión

del SING en 220 kV, considerando la expansión de la infraestructura eléctrica y la

incorporación de nueva generación y nuevos consumos en el SING, para los años 2015 y

2017. Se considera además un escenario que analiza la interconexión del SING con el

Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Una vez obtenidos los resultados de dichos análisis, se realiza un diagnóstico asociado a las

mejoras y/o refuerzos que el sistema de transmisión del SING en 220 kV requiere para los

años 2015 y 2017.


2 INTRODUCCIÓN

La operación de todo sistema eléctrico de potencia depende en gran medida de la condición

o estado de los elementos que lo conforman y de las variaciones topológicas que éste

experimenta como consecuencia del desarrollo eléctrico del país. Esto último está asociado

tanto a la incorporación de nuevas tecnologías de generación, utilizando Energías

Renovables No Convencionales (ERNC), como a la expansión de los sistemas de

transmisión producto del ingreso de nuevos proyectos de generación convencional y de

consumo. Frente a este escenario, es relevante detectar los componentes existentes en el

sistema eléctrico que presenten una degradación de sus características de diseño debido

principalmente a su antigüedad, porque ven sobrepasadas sus especificaciones, o bien, para

evaluar los recursos disponibles en el sistema de transmisión que permitan tomar medidas

operativas, verificando con ello un adecuado comportamiento de estos equipos frente a una

condición de falla y, de esta manera, resguardar la integridad de las instalaciones del SING.

El presente informe entrega un reporte de la condición y operación del sistema de

transmisión del SING en 220 kV para los años 2015 y 2017, y las principales medidas para

subsanar y/o reforzar las instalaciones, minimizando las situaciones de vulnerabilidad que se

detecten.

3 OBJETIVOS

El informe tiene por objetivo evaluar el desempeño del sistema de transmisión del SING en

220 kV frente a una condición de falla, desde el punto de vista estático y transitorio, en un

horizonte de análisis que comprende los años 2015 y 2017.

El cálculo de cortocircuitos llevado a cabo a través de un análisis en régimen estático,

permite evaluar si los transformadores de corriente y los interruptores de poder existentes en

las instalaciones de 220 kV del SING pueden continuar siendo utilizados en forma segura

bajo condiciones de expansión del sistema eléctrico, sin transgredir los limites de diseño

definidos por los fabricantes o a través de criterios establecidos conforme a sus condiciones

de operación. Para ello, se realiza un análisis de capacidad de los interruptores de poder y

del límite de saturación en función del burden nominal y conectado, para los transformadores

de corriente.

El cálculo del SIL realizado en líneas de transmisión en 220 kV que presentan una

configuración de dos (2) circuitos paralelos, permite determinar si éstas entregan o

consumen reactivos del sistema eléctrico en función del nivel de potencia transmitida, es


decir, si tienen un comportamiento inductivo o capacitivo con el resto del sistema. De esta

forma, se identifican aquellos enlaces que presenten un comportamiento como sumideros de

potencia reactiva que pudiese ser perjudical para la regulación de las tensiones del sistema.

El TMDF se determina mediante un análisis del SING en régimen transitorio en líneas de

transmisión en 220 kV que representen una vía directa de evacuación de potencia desde las

unidades generadoras del SING y aquellas que formen parte del STT, identificando los

enlaces que posean tiempos de despeje de falla críticos, y que por ende deban contar con

sistemas de comunicaciones diseñados con los más altos estándares técnicos y que

permitan dar cumplimiento al Art. 5-45 de la NT de SyCS vigente.

Finalmente, se evalúa el comportamiento transitorio del sistema frente a la ocurrencia de una

contingencia de severidad 9 y su posterior despeje en cada una de las barras de las

subestaciones pertenecientes al STT y adicionales de interés, verificando el cumplimiento

del Art. 3-24 de la NT de SyCS vigente en cada una de las subestaciones analizadas, es

decir, garantizar que la configuración de barras permite despejar la ocurrencia de una falla

de severidad 9 sin propagarse, utilizando los Recursos Generales de Control de

Contingencias disponibles en el sistema.

4 ALCANCES

Definición de la metodología de trabajo, escenarios topológicos de operación, casos de

generación, tipos de falla y contingencias relevantes, criterios de estudio y puntos o

líneas de interés para los diferentes análisis, según los problemas y restricciones

operacionales que actualmente se evidencian en el SING.

Creación de una Base de Datos (BD) para el estudio, considerando como referencia la

BD Digsilent Power Factory del SING en versión vigente a febrero de 2014. A esta BD se

le incorpora el Plan de Expansión de Obras, la demanda proyectada para los años 2015 y

2017 e incluye la modelación de las centrales ERNC cuya interconexión al SING se

espera durante el horizonte de tiempo del estudio. Para ello, se utilizan las proyecciones

del sistema de transmisión del SING contenidas en el Informe “Propuesta de Expansión

del Sistema de Transmisión del SING”, abril de 2014, para los años de estudio: 2015 y

2017, y los proyectos informados en construcción al CDEC-SING por las empresas

coordinadas a junio de 2014. Finalmente, el despacho de unidades generadoras se lleva

a cabo a través de un orden de mérito por costo variable, considerando el parque

generador disponible en cada año de estudio.


Recopilación de información técnica desde los registros del CDEC-SING, disponible en la

base de datos del sitio web (www.cdec-sing.cl) y en los registros de uso interno de la

Dirección de Operación (DO) del CDEC-SING, para obtener la nomenclatura con que han

sido designados los interruptores de poder por paños de línea, los planos unilineales o

datos de placa que indiquen la capacidad de ruptura nominal de equipos interruptores de

poder y la razón de transformación, clase de precisión y burden nominal de equipos

transformadores de corriente.

Recopilación de antecedentes técnicos asociados a los parámetros eléctricos de

impedancia y longitud de las líneas de transmisión en 220 kV que se someten al cálculo

del SIL.

Estimación de la longitud de conductores utilizados en la conexión de los transformadores

de corriente a través de la disposición geo-referenciada de subestaciones en formato

KMZ.

Desarrollo de distintos tipos de análisis en régimen estático y transitorio para los años de

análisis: 2015 y 2017.

Realización de un análisis de cortocircuito conforme a la metodología IEC 60909,

considerando la simulación de cortocircuitos trifásicos, monofásicos, bifásicos y bifásicos

a tierra sobre todas las subestaciones pertenecientes al sistema de transmisión en

220 kV. Se registran los niveles de corriente de cortocircuito simétrico inicial, tanto en las

barras de las subestaciones como los aportes efectivos por cada uno de los paños de

línea, de transformador y de reactor, incidentes a las subestaciones analizadas.

Determinación del estado actual de los transformadores de corriente e interruptores de

poder para la totalidad de las instalaciones en 220 kV del SING, de acuerdo a su nivel de

criticidad planteada en el Capítulo 7: Metodología de trabajo.

Desarrollo de un análisis que permita determinar si las líneas de transmisión en 220 kV

con configuración de dos (2) circuitos paralelos entregan o consumen potencia reactiva

del sistema eléctrico, tanto para una condición normal de operación (criterio N) como para

una condición que considere a uno de los circuitos fuera de servicio (criterio N-1). Esto se

realiza a través de una comparación entre la potencia transmitida por un circuito y el SIL

calculado.

Realización de un análisis en régimen transitorio para determinar los TMDF en líneas de

transmisión en 220 kV que evacúan potencia desde las unidades generadoras del SING

y/o forman parte del STT.

Realización de un análisis en régimen transitorio para evaluar el comportamiento

dinámico del SING tras la ocurrencia de una contingencia de severidad 9, y su posterior


despeje, en cada una de las barras de subestaciones pertenecientes al STT y adicionales

de interés.

Finalmente, se realiza un diagnóstico orientado a mejorar el estado de las instalaciones

que presentan una condición subestándar desde el punto de vista estático y transitorio.

5 ANTECEDENTES

Para el desarrollo de este documento se ha utilizado la siguiente documentación técnica:

Base de datos del SING en formato Digsilent Power Factory, versión vigente a febrero de

2014, disponible en la siguiente ruta del sitio web del CDEC-SING: Datos del SING /

Instalaciones del SING / Base de Datos del SING.

Proyección de demanda máxima coincidente en el SING para los años 2015 y 2017,

contenida en el Informe “Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING”,

versión de abril de 2014, Departamento de Planificación, CDEC-SING.

Plan de Obras SING 2014 – 2018, contenido en el Informe “Propuesta de Expansión del

Sistema de Transmisión del SING”, versión de abril de 2014, Departamento de

Planificación, CDEC-SING.

Disposición de líneas y subestaciones del SING en formato KMZ, Departamento de

Planificación CDEC-SING, Versión 1, abril de 2014. De uso interno.

Información técnica de interruptores de poder y transformadores de corriente obtenida

desde los diagramas unilineales de las instalaciones en 220 kV, disponibles en el sitio

web del CDEC-SING a junio 2014, menú Datos del SING / Instalaciones del SING.

Información técnica de interruptores de poder y transformadores de corriente, obtenida

desde los diagramas unilineales de las instalaciones en 220 kV, disponible en el registro

interno: “Tarea de Información Técnica”, Departamento de Operaciones, CDEC-SING.

Datos de placa de interruptores de poder en 220 kV, Departamento de Operaciones,

CDEC-SING.

Información técnica de parámetros eléctricos de líneas de transmisión, disponible en el

sitio web del CDEC-SING, menú Datos del SING / Instalaciones del SING / Líneas de

Transmisión.

Proyectos declarados en construcción en el Boletín Semanal a junio de 2014, publicado

en el sitio web del CDEC-SING.

Catálogo de conductores eléctricos, COCESA.


6 MARCO NORMATIVO

Para la realización del presente estudio, se ha considerando tanto la normativa nacional

vigente, como también estándares internacionales relacionados, entre los que destacan:

NT de SyCS, 2014 : Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, versión

de julio de 2014 y Res. Exta. N°321 del 21 de julio de 2014.

Procedimiento DO : Interconexión, Modificación y Retiro de Instalaciones del

SING, agosto de 2012.

Procedimiento DP : Información Técnica de Instalaciones y Equipamientos,

agosto de 2012.

Decreto DS N°82/2012 : Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión

Troncal. Periodo 2011 – 2012, marzo de 2012.


Troncal. Periodo 2012 – 2013, agosto de 2013.


Troncal. Periodo 2013 – 2014, junio de 2014.

ANSI/IEEE C37.2-2008 : Standard for Electrical Power System Device Function

Numbers, Acronyms, and Contact Designations.

ANSI/IEEE C57.-1993 : Standard Requirements for Instrument Transformers.

IEC 60909-0, 2001 : Short-Circuit current in three-phase a.c. systems.

IEC 60044-1, 2003 : Current Transformers.

IEC 60044-6, 1992 : Requirements for protective current transformers for

transient performance.

IEC 62271-100, 2008 : High-voltage switchgear and controlgear.

7 METODOLOGÍA DE TRABAJO

7.1 GENERALIDADES.

La metodología empleada se ajusta a los objetivos planteados para el estudio, lo que

considera en primera instancia la definición de los escenarios topológicos de operación,

casos de generación, tipos de falla analizadas, contingencia relevantes y las bases

generales con las que se realiza la modelación del sistema eléctrico de interés.


7.1.1 Base de Datos (BD).

El sistema eléctrico del SING está representado en formato DigSilent, en una BD que

contiene los años de interés: 2015 y 2017, definidos en concordancia con los escenarios

topológicos de operación que son descritos en en la sección 7.2. Esta BD se utiliza para

desarrollar los análisis en régimen estático y transitorio del SING en 220 kV, cuyos objetivos

se indican a continuación.

7.1.2 Análisis en régimen estático.

Capacidad de transformadores de corriente e interruptores de poder.

Se detectan las limitaciones de los interruptores de poder (52) bajo condición de falla,

tomando en cuenta la expansión que se estima experimentará el SING para los años 2015 y

2017. El análisis considera como variable de interés la corriente de cortocircuito inicial

simétrica ( ), según la norma IEC 60909, para una condición de falla trifásica, monofásica

a tierra, bifásica y bifásica a tierra.

Utilizando la herramienta computacional DigSilent Power Factory se obtienen los niveles de

cortocircuito simétrico inicial, , registrando tanto los resultados de la simulación de las

fallas definidas en el párrafo anterior en cada barra de 220 kV, como las contribuciones

efectivas por cada paño conectado a dichas barras. Se definen criterios para el análisis de

capacidades que, luego de contrastar el resultado de la simulación con los antecedentes de

interruptores de poder obtenidos mediante el proceso de recopilación de información técnica,

permiten clasificar al equipo en una condición normal, de alerta o crítica.

Límite de saturación de transformadores de corriente.

En el marco del análisis en régimen estático, se determina el límite de saturación de los

transformadores de corriente (T/C) existentes y proyectados en 220 kV para el SING. Para

ello, se define el Burden Total Máximo (BTM) que puede ser conectado al T/C en función del

burden nominal de éste y de la máxima corriente de cortocircuito calculada, el cual se

compara con el Burden Real obtenido a través de la estimación del burden de servicio de

cada T/C, el cual se compone básicamente de tres (3) componentes: el burden del cable de

conexión, el burden de la protección y el burden interno del transformador.


Cálculo del SIL en líneas de doble circuito en 220 kV.

Se determina el SIL en las líneas de transmisión del SING en 220 kV que cuenten con

configuración de dos (2) circuitos paralelos. Luego se compara este valor con el nivel de

potencia transmitida por cada una de las líneas, obtenido a través de un cálculo de flujos de

potencia para distintos escenarios de operación, tanto para una condición normal de

operación (criterio N) como para una condición que presente a uno de los circuitos paralelos

fuera de servicio (criterio N-1).

El cálculo del SIL permite develar si la línea de transmisión entrega o absorbe potencia

reactiva desde el sistema eléctrico, es decir, si puede mejorar o degradar el comportamiento

de las tensiones en las distintas subestaciones del SING.

7.1.3 Análisis en régimen transitorio.

Cálculo del TMDF.

Mediante un análisis transitorio en los años de estudio: 2015 y 2017, se determinan los

TMDF sobre las líneas de transmisión que evacúan potencia desde centrales generadoras y

que pertenecen al STT, las cuales se definen en la sección 7.6.3. Lo anterior, considerando

un escenario de máxima demanda y aplicando contingencias de severidad 4 sobre cada una

de las líneas mencionadas.

La metodología consiste en identificar la primera unidad generadora que pierde sincronismo

tras la ocurrencia de la contingencia de severidad 4 sin despeje por ninguna función de

protección, en un parque generador despachado a través de un criterio económico por orden

de mérito sobre los costos variables de las centrales. Posteriormente, se define el TMDF que

define aquel tiempo máximo que evita que alguna unidad generadora pierda sincronismo.

Contingencia de severidad 9 en subestaciones del STT.

Se estudia el comportamiento en régimen transitorio del sistema tras la aplicación de una

contingencia de severidad 9 en las subestaciones del STT y adicionales de interés, con su

posterior despeje, verificando el cumplimiento del Art. 3-24 de la NT de SyCS, permitiendo

sólo la utilización de los Recursos Generales de Control de Contingencias disponibles en el

sistema, es decir, sin considerar Recursos Adicionales de Control de Contingencias.


7.1.4 Resultado del estudio.

Como resultado de cada uno de los análisis desarrollados en el presente estudio, se

considera lo siguiente:

Identificar aquellos interruptores de poder conectados en 220 kV que vean

sobrepasada su capacidad de ruptura frente al nivel de cortocircuitos esperado para

los años 2015 y 2017, por lo que amerita su reemplazo.

Identificar aquellos TT/CC que presenten algún grado de saturación frente al nivel de

cortocircuitos esperado para los años 2015 y 2017. Considerando que para el

desarrollo de este estudio se ha estimado el valor del burden operacional de estos

equipos, a aquellas instalaciones identificadas como saturadas se les solicitará el

desarrollo de una memoria de cálculo con la medición de burden efectivo en sitio,

cuyo resultado permitirá adoptar las medidas necesarias para normalizar la

condición del equipo, las cuales pueden ser:

o Verificar posibilidad de cambiar el tap primario del TC.

o Modificar la sección del cable que conecta la salida del secundario del TC con el relé de protección.

o Cambio del TC.

Identificar aquellas líneas de transmisión en doble circuito que presenten un grado

de utilización mayor a su SIL, y que a su vez se comporten como un sumidero de

potencia reactiva del sistema.

Identificar aquellas líneas de transmisión que evacúan potencia desde centrales

generadoras al SING y/o que pertenecen al STT, y que además cuenten con

tiempos críticos de despeje de falla, con el objetivo de definir los requerimientos

mínimos de sus sistema de comunicaciones para evitar la propagación de una falla

al resto del sistema.

Verificar el cumplimiento del Art. 3-24 de la NT de SyCS vigente en subestaciones

del STT y adicionales de interés, a través de la utilización de los Recursos

Generales de Control de Contingencias. A su vez, se identican aquellas

subestaciones que podrían requerir la aplicación de Recursos Adicionales de Control

de Contingencias para la propagación de la perturbación evitando la operación del

sistema en estado de emergencia.


Cada uno de los puntos recién expuestos tienen como premisa mejorar la integridad del

sistema de transmisión en 220 kV del SING.

7.2 DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES TOPOLÓGICAS DE OPERACIÓN.

Se consideran dos (2) condiciones topológicas de operación como base para el estudio en

función de los años escogidos para el desarrollo de cada uno de los análisis definidos en las

secciones 7.1.2 y 7.1.3.

7.2.1 Topología 1: Año 2015.

Representa la operación y estructura topológica del SING al año 2015, considerando el plan

de expansión de obras y la proyección de la demanda para dicho periodo.


Figura 1. Topología 1 – SING, año 2015.

PV Pozo

PV Encuentro

El Águila

La Huayca

Pas 2

Pas 3

Arica Solar 1

Arica Solar 2

Quillagua

PV Cóndores

PV Arica

SVC

OGP1


7.2.2 Topología 2: Año 2017.

Representa la operación y estructura topológica del SING al año 2017, considerando el plan

de expansión de obras y la proyección de la demanda para dicho periodo.

Para este año de estudio se realiza una sensibilidad en torno a la expansión de la zona sur-

cordillera del SING, justificada principalmente por las nuevas obras de transmisión que

llevará a cabo Minera Escondida.

Expansión Zona Sur-Cordillera del SING, periodo 2014 – 2017

El plan de expansión de Minera Escondida contempla la puesta en servicio de los proyectos

OGP1, Kelar y EWS, cuyas descripciones generales se presentan a continuación:

OGP1: Considera la instalación de una nueva concentradora, que será energizada a

través de la nueva subestación OGP1, y un compensador estático de reactivos (SVC:

Static Var Compensation) en la subestación Domeyko o alrededores. Estas obras

también son consideradas en la Topología 1, referente al año 2015, expuesta en la

sección 7.2.1.

Central Kelar: Considera la instalación de una central generadora de ciclo combinado en

base a GNL en la zona de Mejillones, con una potencia bruta de 517 MW. Se conectará a

una nueva subestación seccionadora denominada Kapatur y su fecha de puesta en

servicio se estima para el año 2016, por lo que se la considera dentro del escenario 2017.

EWS: Considera la instalación de nueva infraestructura eléctrica que permita bombear

agua desalada adicional desde el puerto de Coloso hasta la mina Escondida. Se estima

que este proyecto alcance una demanda máxima de 165 MW y su puesta en servicio se

prevé cercana al año 2017.

De acuerdo a la información entregada por Minera Escondida a este CDEC, a la fecha se

han estudiado dos (2) alternativas de expansión del sistema de transmisión de Minera

Escondida al año 2017, dependiendo del punto de conexión de la proyectada subestación

Kapatur.

Topología 2.1: Conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y Atacama.

En la Figura 2 se presenta la expansión del sistema de transmisión de la zona sur-cordillera

del SING considerando que la subestación Kapatur será conectada a través del

seccionamiento de la Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro y el tendido de una nueva Línea

2x220 kV Chacaya-Kapatur. Adicionalmente, se considera la instalación de una Línea 1x220


kV Kapatur-O’Higgins, que permita evacuar la generación del conjunto Chacaya-Kapatur-

Atacama hacia la zona de O’Higgins y Domeyko, y el seccionamiento de la Línea 2x220 kV

Atacama-Domeyko en subestación O’Higgins.

Esta expansión fue considerada en el Informe “Propuesta de Expansion del Sistema de

Transmisión del SING”, versión de abril de 2014.

Figura 2. Expansión SING Zona Sur – Periodo 2014-2017, Topología 2.1.

Topología 2.2: Conexión de las subestaciones Kapatur y Angamos.

Alternativamente, en la Figura 3 se presenta la expansión del sistema de transmisión de la

zona sur-cordillera considerando que la subestación Kapatur será conectada a través del

seccionamiento de la Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto, el tendido de una nueva Línea

G G

G

GChacaya

Mejillones

O’Higgins

Coloso

Domeyko

L. Seca Óxidos

OGP1

Encuentro Crucero

Angamos

Laberinto

Andes

Atacama

Sulfuros

Nueva

Zaldívar

Zaldívar

Escondida

Kelar

2xACAR 700 MCM1 km

2xACAR 700 MCM1 km

2xACAR 700 MCMExistente (Transelec)

Obras 2014Obras 2016Obras 2017

2xACAR 700 MCM77 km

2x220 1er circuito

1xAAAC FLINT32 km

1x220

4xACAR 700 MCM

10 km

2x220

El Cobre

SVC

Kapatur


2x220 kV Kapatur-O’Higgins y el seccionamiento de la Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko

en subestación O’Higgins.

Figura 3. Expansión SING Zona Sur – Periodo 2014-2017, Topología 2.2.

Es del caso mencionar que las distancias a las cuales se consideran seccionadas cada una

de las líneas de transmisión de las Topologías 2.1 y 2.2 son supuestas a partir de

información entregada por Minera Escondida y mediante la ubicación geo-referenciada de

las líneas existentes y de aquellas instalaciones proyectadas que se encuentran disponibles

en el sitio web del Servicio de Evaluación Ambiental de Chile, SEA.

Esta expansión fue informada por MEL en carta enviada por BHP Billiton el 16 de junio de

2014, Ref: Seccionamiento línea alta tensión (LAT) Angamos-Laberinto, N° de documento:

Carta Recibida S/N 16042014 BhpBilliton.

GG

G

GChacaya

Mejillones

O’Higgins

Coloso

Domeyko

L. Seca Óxidos

OGP1

Encuentro Crucero

Angamos

Laberinto

Andes

Atacama

Sulfuros

Nueva

Zaldívar

Zaldívar

Escondida

Kelar

Obras 2014Obras 2016Obras 2017

1xAAAC FLINT32 km

1x220

El Cobre

SVC

2xACAR 1200 MCM77 km

2x220

10 km

132 kmKapatur


En la Figura 5 y en la Figura 6 se presenta la topología del SING proyectada para el año

2017 considerando las Topologías 2.1 y 2.2, respectivamente.

Figura 4. Topología 2.1 – SING, año 2017.


Figura 5. Topología 2.2 – SING, año 2017.


7.3 DEFINICIÓN DE LOS CASOS DE GENERACIÓN.

Se definen tres (3) casos de generación que son utilizados dependiendo el tipo de análisis

efectuado.

Caso 1: Económico sin ERNC.

Considera un despacho económico de las unidades generadoras del SING, a través de un

orden de mérito según costos variables, sin despacho de generación ERNC.

Caso 2: Parque generador completo.

Considera el despacho de todas las unidades generadoras del SING, es decir, se utiliza la

capacidad instalada del sistema en el escenario topológico analizado. Lo anterior con el

objeto de calcular una corriente de cortocircuito inicial simétrica máxima en las barras del

SING, verificando si la capacidad de ruptura de los interruptores de poder soportaría un

cortocircuito con el aporte de todo el parque generador y con todo el sistema de transmisión

enmallado.

Caso 3: Económico con ERNC.

Considera un despacho económico de las unidades generadoras del SING, a través de un

orden de mérito según costos variables, con despacho máximo de generación ERNC. Es del

caso mencionar que este caso presenta una condición de menor exigencia que el Caso 2

para el análisis de cortocircuito, ya que las centrales del tipo ERNC solares no aportan con

corriente de cortocircuito frente a una falla en el sistema, como consecuencia de los

dispositivos semiconductores de electrónica de potencia asociados a su construcción, los

que operan a altas frecuencias de conmutación, detectando fallas instantáneamente.

Este caso considera dos (2) variantes en el despacho ERNC, las que se encuentran en

función del tipo de tecnología considerada. De esta forma, y de acuerdo a los resultados del

Estudio DO: Efectos Técnico-Económicos de la Integración de Energía Eólica y Solar en el

SING, 2012, las variantes son las siguientes:

Variante 1:

o Despacho de parques fotovoltaicos y eólicos (FV+E).

o Despacho máximo de 300 MW en conjunto, considerando como máximo un

50% de generación eólica.


Variante 2:

o Despacho de parques fotovoltaicos (FV).

o Despacho máximo de 450 MW.

Cuando la potencia máxima del conjunto de generación ERNC considerado en cada

condición topológica sobrepasa los despachos máximos definidos en la Variante 1 y en la

Variante 2 del Caso 3 de generación, éstos se ajustan mediante un prorrateo por capacidad

nominal.

Interconexión con el SADI.

Se desarrolla una sensibilidad sobre los casos de generación 1 y 2 definidos anterioremente,

incorporando la interconexión del SING con el SADI a través de la Línea 345 kV Andes-Salta

existente, considerando una exportación de energía desde el SING al SADI por un monto de

potencia máximo de 250 MW.

El despacho de unidades generadoras para cada caso de generación definido se presenta

en el Anexo B.

7.4 DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN.

Considerando las condiciones topológicas y los casos de generación definidos en las

secciones 7.2 y 7.3, respectivamente, se definen los siguientes escenarios de operación:

Año 2015

Para el año 2015 se definen seis (6) escenarios de operación:

Escenario 1: Topología 1 / Económico sin ERNC / Sin conexión SADI

Escenario 2: Topología 1 / Económico sin ERNC / Con conexión SADI

Escenario 3: Topología 1 / Parque generador completo / Sin conexión SADI

Escenario 4: Topología 1 / Parque generador completo / Con conexión SADI

Escenario 5: Topología 1 / Económico con ERNC / FV+E

Escenario 6: Topología 1 / Económico con ERNC / FV


En la Tabla 1 se presentan los escenarios considerados para cada uno de los análisis

desarrollados en la expansión del SING al año 2015.

Tabla 1. Escenarios de operación considerados en los análisis – Año 2015.

Año 2017

Para el año 2017 se definen doce (12) escenarios de operación:

Escenario 1: Topología 2.1 / Económico sin ERNC / Sin conexión SADI

Escenario 2: Topología 2.1 / Económico sin ERNC / Con conexión SADI

Escenario 3: Topología 2.1 / Parque generador completo / Sin conexión SADI

Escenario 4: Topología 2.1 / Parque generador completo / Con conexión SADI

Escenario 5: Topología 2.1 / Económico con ERNC / FV+E

Escenario 6: Topología 2.1 / Económico con ERNC / FV

Escenario 7: Topología 2.2 / Económico sin ERNC / Sin conexión SADI

Escenario 8: Topología 2.2 / Económico sin ERNC / Con conexión SADI

Escenario 9: Topología 2.2 / Parque generador completo / Sin conexión SADI

Escenario 10: Topología 2.2 / Parque generador completo / Con conexión SADI

Escenario 11: Topología 2.2 / Económico con ERNC / FV+E

Escenario 12: Topología 2.2 / Económico con ERNC / FV

En la Tabla 2 se presentan los escenarios considerados para cada uno de los análisis

desarrollados en la expansión del SING al año 2017.

E1 E2 E3 E4 E5 E6

Escenario no considerado en el análisis

Escenario considerado en el análisis

Cálculo del TMDF

Cálculo de severidad 9

Escenarios de OperaciónAnálisis - año 2015

Capacidad 52

Saturación TC

Cálculo del SIL


Tabla 2. Escenarios de operación considerados en los análisis – Año 2017.

7.5 DEFINICIÓN DE LOS TIPOS DE FALLA Y CONTINGENCIAS RELEVANTES.

7.5.1 Tipos de fallas de interés.

Para efectos del análisis estático se han simulado cortocircuitos trifásicos, monofásicos,

bifásicos y bifásicos a tierra en todas las barras del SING en 220 kV. En cada escenario de

operación se considera para el cálculo de capacidad de interruptores de poder y análisis de

saturación de los transformadores de corriente, el tipo de cortocircuito que represente la

mayor contribución de corriente.

Para el estudio de estabilidad se consideran fallas de severidad 4 y 9, por sus efectos

exigentes sobre el comportamiento transitorio del SING.

7.5.2 Tipos de contingencias.

Se analizan contingencias de severidad 4 al 10% y 90% de la longitud de las líneas de

interés que se listan en el ítem 7.6.3.

El análisis de contingencia de severidad 9 se desarrolla en cada una de las barras de

subestaciones pertenecientes al STT y adicionales de interés que se listan en el ítem 7.6.4.

7.6 DEFINICIÓN DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES DE

INTERÉS.

De la totalidad de líneas de transmisión y subestaciones del SING en 220 kV, se definen

aquellas de interés según el tipo de análisis que se realice, lo cual se detalla a continuación.

E1 E2 E3 E4 E5 E6 E7 E8 E9 E10 E11 E12

Escenario no considerado en el análisis

Escenario considerado en el análisis

Escenarios de Operación

Cálculo de severidad 9

Análisis - año 2017

Capacidad 52

Saturación TC

Cálculo del SIL

Cálculo del TMDF


7.6.1 Para el análisis en régimen estático considerando cálculo de cortocircuitos.

El estudio de cortocircuito se desarrolla sobre todas las barras en 220 kV del SING, y

considera la contribución de todos los paños incidentes a ellas, ya sean líneas de

transmisión, transformadores o reactores. Los resultados del cálculo de cortocircuito en cada

una de las barras consideradas se presenta en el Anexo C.

7.6.2 Para el análisis en régimen estático considerando cálculo de SIL en líneas de

transmisión en 220 kV.

Para el cálculo del SIL se seleccionan las líneas de transmisión en 220 kV del SING que se

encuentran en configuración de dos (2) circuitos paralelos, es decir:

Línea 2x220 kV Encuentro-Sierra Gorda.

Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi.

Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto.

Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero.

Línea 2x220 kV Norgener-Crucero.

Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko.

Línea 2x220 kV Chacaya-El Cobre.

Línea 2x220 kV El Cobre-Esperanza.

Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi.

Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto.

Línea 2x220 kV Andes-Nueva Zaldívar.

Línea 2x220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.

Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro (puesta en servicio de central Cochrane).

Línea 2x220 kV Kelar-Kapatur (expansión zona sur-cordillera, Topologías 2.1 y 2.2).

Línea 2x220 kV Chacaya-Kapatur (expansión zona-sur cordillera, Topología 2.1).

Línea 2x220 kV Kapatur-O’Higgins (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.2).

Línea 2x220 kV Angamos-Kapatur (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.2).

Línea 2x220 kV Kapatur-Laberinto (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.2).

Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins (expansión zona sur-cordillera, Topologías 2.1 y 2.2).

Línea 2x220 kV O’Higgins-Domeyko (expansión zona sur-cordillera, Topologías 2.1 y

2.2).


Líneas pertenecientes al STT:

Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro.

Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro.

Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas.

Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas.

Línea 2x220 kV Encuentro-Lagunas (en operación al 2017, según Expansión Troncal).

Línea 2x220 kV Atacama-Kapatur (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.1).

Línea 2x220 kV Kapatur-Miraje (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.1).

Línea 2x220 kV Atacama-Miraje (expansión zona sur-cordillera, Topología 2.2).

Línea 2x220 kV Miraje-Encuentro (expansión zona sur-cordillera, Topologías 2.1 y 2.2).

7.6.3 Para el análisis en régimen transitorio considerando severidad 4.

Para el cálculo de los TMDF que permitan identificar las líneas que posean tiempos de

despeje de falla críticos, se han seleccionado las líneas de transmisión en 220 kV que

representen vías directas de evacuación de centrales generadoras y/o pertenezcan al STT,

éstas son:


Línea 2x220 kV Tocopilla-Crucero.

Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko.

Línea 1x220 kV Atacama-Esmeralda.

Línea 1x220 kV Chacaya-Crucero.

Línea 2x220 kV Chacaya-El Cobre.

Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones.

Línea 1x220 kV Chacaya-Molycop.

Línea 1x220 kV Chacaya-Mantos Blancos.

Línea 1x220 kV Tarapacá-Cóndores.

Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto (Topologías 1 y 2.1).

Línea 2x220 kV Kelar-Kapatur (Topologías 2.1 y 2.2).

Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro (Topologías 2.1 y 2.2).

Línea 2x220 kV Chacaya-Kapatur (Topología 2.1).

Línea 2x220 kV Angamos-Kapatur (Topología 2.2).


Líneas pertenecientes al STT:

Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro (Topología 1).


Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas.


Línea 2x220 kV Encuentro-Lagunas (Topologías 2.1 y 2.2).

Línea 2x220 kV Atacama-Kapatur (Topología 2.1).

Línea 2x220 kV Atacama-Miraje (Topología 2.2).

7.6.4 Para el estudio en régimen transitorio considerando severidad 9.

Para el análisis del comportamiento dinámico que permita verificar el cumplimiento del Art. 3-

24 de la NT de SyCS vigente tras la aplicación de una falla de severidad 9 utilizando los

Recursos Generales de Control de Contingencias, se han seleccionado las barras de cada

una de las subestaciones que actualmente pertenecen al STT y adicionales de interés, éstas

son:

Barras pertenecientes al STT actual:

Subestación Atacama: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Encuentro: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Crucero: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Lagunas: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Tarapacá: Barra Principal 1.

Barras adicionales de interés:

Subestación Pozo Almonte: Barra Principal 1.

Subestación Domeyko: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Escondida: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Sulfuros: Barra Principal 1.

Subestación Nueva Zaldívar: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Laberinto: Barra Principal A y Barra Principal B.

Subestación El Cobre: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Zaldívar: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación O’Higgins: Barra Principal 1 (sólo para Topología 1).


Como barras de interés se han seleccionado aquellas pertenecientes a subestaciones que

de acuerdo al Informe de Avance del Estudio de Transmisión Troncal en curso1, pasarán a

ser parte del STT.

Por otra parte, el impacto de una contingencia de severidad 9 en barra de subestación

O’Higgins sólo se analiza para la Topología 1, referente al año 2015, en virtud que Minera

Escondida ha señalado que se considera una ampliación de dicha subestación como parte

de su proyecto EWS, añadiendo dos nuevas barras contenidas en una subestación GIS

(barra principal y de transferencia), las que estarán acopladas a la barra contenida en la

subestación AIS existente. De esta forma, los estudios de impacto del mencionado proyecto

deberán garantizar el cumplimiento del Art. 3-24 de la NT de SyCS vigente.

7.7 MODELACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO.

Dado que el Plan de Expansión de Obras, en el horizonte de estudio, considera la

incorporación de unidades de generación convencionales y del tipo ERNC, han sido

desarrollados modelos de planta referenciales para dichas instalaciones, con el propósito de

aproximar sus comportamientos.

Para el caso de bloques de consumo, éstos se consideran modelados a potencia constante.

A continuación, se describen los diferentes supuestos que permiten representar las nuevas

instalaciones que formarán parte del SING.

7.7.1 Supuestos considerados para la modelación de unidades de generación

convencionales.

El Plan de Expansión de Obras proyecta para el año 2016 la entrada en servicio de dos (2)

centrales convencionales con alto aporte de energía al SING:

Central Kelar:

o Teconología: GNL – Ciclo combinado.

o Potencia máxima bruta: 517 MW

1 http://www.cne.cl/tarificacion/electricidad/proceso-de-tarificacion-troncal/929=Informe98-

electricidad-terce-proceso-de-tarificacion-

http://www.cne.cl/tarificacion/electricidad/proceso-de-tarificacion-troncal/929=Informe98-electricidad-terce-proceso-de-tarificacion-

http://www.cne.cl/tarificacion/electricidad/proceso-de-tarificacion-troncal/929=Informe98-electricidad-terce-proceso-de-tarificacion-


Central Cochrane:

o Teconología: Carbón.

o Potencia máxima bruta: 560 MW.

Por tal motivo, es relevante representar sus modelos de planta en formato DigSilent. Se ha

considerado representar sus modelos de planta utilizando como referencia el de unidades

existentes de igual tecnología: gas y carbón, que hayan entrado en servicio durante los

últimos años.

De esta forma, las unidades generadoras de Central Kelar se representan a través de los

modelos de planta de las unidades de Central GasAtacama, y las unidades de Central

Cochrane se representan a través del modelo de planta de la unidad ANG1 de Central

Angamos.

7.7.2 Supuestos considerados para la modelación de unidades de generación ERNC.

Para el caso de las unidades del tipo ERNC eólicas y fotovoltaicas que se incorporan al

SING durante el periodo 2015 y 2017, se considera utilizar:

Unidades Eólicas: Modelo general del generador de inducción doblemente alimentado

(DFIG).

Unidades fotovoltaicas: Modelo general del generador estático fotovoltaico.

Ambos modelos permiten realizar estudios de estabilidad transitoria sobre la red eléctrica

para los análisis requeridos en el presente estudio.

7.7.3 Consideraciones para la modelación del SADI.

Para modelar la red equivalente del SADI, se utilizaron los datos de potencia de cortocircuito

simétrica inicial máxima trifásica y monofásica en la barra Salta 345 kV, considerando la

Línea 345 kV Andes-Salta fuera de servicio, entregados por la Compañía Administradora del

Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

Con ello, se consideran los niveles de cortocircuitos para el cálculo de capacidad de

interruptores de poder, análisis de saturación de los TT/CC y cálculo del SIL, para aquellos

escenarios que consideran la operación interconectada del SING con el SADI.


7.7.4 Supuestos considerados para la modelación de consumos.

Los nuevos proyectos de consumo que figuran en el Plan de Expansión de Obras han sido

modelados a potencia constante y considerando un factor de potencia (FP) reflejado en

220 kV igual a 0,98 inductivo. El valor mencionado representa la condición más desfavorable

para consumos que se conectan a instalaciones con tensión igual o superior a 200 kV, de

acuerdo a lo indicado en los Artículos 5-22 y 5-23 de la NT de SyCS vigente.

7.7.5 Supuestos considerados para la modelación de nuevos elementos del s istema

de transmisión.

Se considera modelar las instalaciones de transmisión utilizando parámetros de información

técnica disponibles en los registros internos del CDEC-SING. Para la homologación de

instalaciones se considera como referencia, el nivel de tensión y la potencia demandada por

los nuevos proyectos.

Sin perjuicio de lo anterior, los proyectos de transmisión que han sido informados al CDEC-

SING durante el primer semestre del año 2014, son modelados considerando la información

técnica entregada por las empresas coordinadas conforme a lo establecido en el

Procedimiento DP Información Técnica de Instalaciones y Equipamientos.

De acuerdo a lo indicado por Minera Escondida en el marco del proyecto OGP1, al año 2015

se encontrará en servicio un SVC con un rango de operación controlable que varía entre

80 MVAr inductivos y 120 MVAr capacitivos, cuyo punto de conexión se prevé que será en

subestación Domeyko. Para representar este dispositivo, se utiliza un modelo general SVC

de compensación de reactivos basado en un control mediante electrónica de potencia, para

los análisis de régimen estático y dinámico.

Para la modelación del año 2017, deben considerarse las líneas de transmisión que se

presentan en la Tabla 3, con sus respectivas características y parámetros eléctricos

estimados.


Tabla 3. Características y parámetros eléctricos estimados de las nuevas líneas de transmisión del SING – Año 2017.

7.8 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO.

El estudio de cortocircuito es realizado conforme al estándar IEC 60909, incluyendo la

asimetría producto de la componente continua DC de la corriente de cortocircuito, y permite

obtener los valores de corriente de cortocircuito simétrico inicial, –según nomenclatura

IEC- al que se encuentran sometidos los interruptores de poder y los transformadores de

corriente, para cada uno de los escenarios de operación definidos en la sección 7.4.

Cabe señalar que, para determinar el nivel de corriente de cortocircuito simétrico inicial que

circula por los equipos analizados, se han definido dos (2) criterios de análisis:

Criterio favorable: El interruptor de poder y el transformador de corriente se ven

sometidos al nivel de cortocircuito calculado como la diferencia entre la corriente de falla

en barra menos la contribución que circula por el paño que los contiene.

Criterio normal: Considera que el interruptor de poder y el transformador de corriente

forman parte de una topología radial y, por lo tanto, la mayor corriente de cortocircuito a

la que se encuentra sometido, corresponde al máximo nivel de corriente de cortocircuito

para una falla en barra.

A continuación, se presentan las expresiones desarrolladas para ambos criterios de análisis.

R1[Ω/km] X1[Ω/km] B1[uS/km] R0[Ω/km] X0[Ω/km] B0[uS/km]

Cochrane-Encuentro 150 2 1,838 0,0250 0,2870 4,1100 0,2936 1,2787 2,1096

Kelar-Kapatur 15 2 1,838 0,0250 0,2870 4,1100 0,2936 1,2787 2,1096

Chacaya-Kapatur 10 2 2,062 0,0242 0,2739 4,1795 0,2200 1,0900 2,8174

Atacama-Miraje (**) 133 2 0,860 0,0478 0,3018 3,8115 0,3089 1,0507 2,5189

Atacama-Kapatur (*) 11 2 0,860 0,0478 0,3018 3,8115 0,3089 1,0507 2,5189

Kapatur-Miraje (*) 124 2 0,860 0,0478 0,3018 3,8115 0,3089 1,0507 2,5189

Miraje-Encuentro 20 2 0,860 0,0478 0,3018 3,8115 0,3089 1,0507 2,5189

Kapatur-O'Higgins (*) 76 1 0,860 0,0478 0,3018 3,8115 0,3089 1,0507 2,5189

Kapatur-O'Higgins (**) 76 2 1,838 0,0250 0,2870 4,1100 0,2936 1,2787 2,1096

Angamos-Kapatur (**) 11 2 1,838 0,0250 0,2870 4,1100 0,2936 1,2787 2,1096

Kapatur-Laberinto (**) 132 2 1,838 0,0250 0,2870 4,1100 0,2936 1,2787 2,1096

Atacama-O'Higgins 75 2 0,645 0,0990 0,4108 2,8225 0,3720 1,2431 1,7731

O'Higgins-Domeyko L2 y L3 130 2 0,645 0,0990 0,4108 2,8225 0,3720 1,2431 1,7731

Encuentro-Lagunas 175 2 0,761 0,0994 0,4115 2,7700 0,2894 1,3066 1,6508

(*) Obra considerada para la Topología 2.1

(**) Obra considerada para la Topología 2.2

Parámetros por circuitoN° de

circ.

Longitud

[km]Línea de Transmisión

Inom

[kA]


Criterio favorable para dimensionar el nivel corriente de cortocircuito simétrica inicial que

circula de por el transformador de corriente e interruptor de poder:

Donde:

: Corriente de cortocircuito simétrica inicial (

) que circula por el interruptor

de poder y transformador de corriente.

: Corriente de cortocircuito simétrica inicial ( ) para fallas en la barra.

: Aporte de corriente de cortocircuito simétrica inicial (

) del paño al que se

encuentra conectado el interruptor de poder y transformador de corriente.

Criterio normal para dimensionar el nivel corriente de cortocircuito simétrica inicial que

circula de por el transformador de corriente e interruptor de poder:

Donde:


) que circula por el interruptor

de poder y transformador de corriente.

: Corriente de cortocircuito simétrica inicial ( ) para fallas en la barra.

Icc Barra – Icc Paño

Subestación Sistema

Criterio Favorable


Para cada escenario de operación, se calculan cortocircuitos trifásicos, monofásicos,

bifásicos y bifásicos a tierra, determinando el tipo de falla que produce corrientes de

cortocircuito más elevadas ( ), las que son utilizadas para el cálculo de capacidad de

interruptores de poder y análisis del límite de saturación para transformadores de corriente:

Los resultados del estudio de cortocircuito que determina el nivel de corriente que circula por

los transformadores de corriente e interruptores de poder, aplicando los criterios definidos,

se encuentran tabulados en el Anexo C. A partir de estos registros, se realiza un análisis

gráfico de capacidades para cada escenario de estudio según criterio aplicado, y se

proponen acciones orientadas a subsanar cualquier condición subestándar detectada.

7.9 ESTUDIO TRANSITORIO.

El estudio de régimen transitorio analiza el comportamiento dinámico del SING. En este

estudio el foco se centra en dos tipos de análisis sobre la respuesta transitoria del sistema:

determinación del TMDF para líneas que evacúan potencia desde las subestaciones

generadoras al resto del sistema y/o aquellas pertenecientes al STT.

Los resultados del estudio de estabilidad transitorio, considerando todas las contingencias

realizadas para los años 2015 y 2017, están contenidos en el Anexo F del presente informe.

7.9.1 Cálculo del TMDF.

El cálculo del TMDF se desarrolla considerando contingencias de severidad 4 en líneas de

transmisión en 220 kV del STT que evacúen potencia desde las centrales generadoras del

SING y/o formen parte del STT, al 10% y 90% de la longitud de ésta. Bajo esta definición, se

consideran las siguientes dos (2) situaciones de análisis:

Icc Barra

Subestación Sistema

Criterio Normal


Situación N°1: Falla de severidad 4 en líneas sin apertura de interruptores.

Se calcula el TMDF en cada línea definida toda vez que la contingencia no es despejada.

Situación N°2: Falla de severidad 4 en líneas con apertura secuencial de interruptores

asociados a la falla.

Se calcula el TMDF en cada línea definida, toda vez que la contingencia es despejada desde

el extremo cercano a la falla, es decir, tras la apertura del interruptor ubicado al 10% de la

ubicación de la contingencia según los tiempos definidos en el Art. 5-45 de la NT de SyCS.

7.9.2 Contingencia de severidad 9.

Las contigencias de severidad 9 se realizan en barras de las subestaciones pertenecientes

al STT y adicionales de interés. Se analiza el comportamiento dinámico del sistema frente a

la contingencia, y su posterior despeje, verificando el cumplimiento del Art. 3-24 de la NT de

SyCS vigente, utilizando solamente los Recursos Generales de Control de Contingencias

disponibles en el sistema.

Las exigencias normativas que se corroboran en cada una de las simulaciones para las

contingencias de severidad 9, son las siguientes:

a. Verificar el nivel de tensión en barras del sistema de transmisión, para Estados Normal,

Alerta y Emergencia según lo indicado en los artículos 5-24, 5-28 y 5-52 de la NT

respectivamente.

b. Verificar los límites de capacidad permanente en instalaciones del sistema de

transmisión, no sobrepasando el 100% del límite de capacidad frente a contingencias.

c. Verificar la estabilidad angular transitoria de unidades generadoras, considerando el

sincronismo y desplazamiento angular de unidades generadoras después de una

contingencia de acuerdo a los artículos 5-36, 5-37 y 5-48 de la NT.


8 ESTUDIO DE INTEGRIDAD EN RÉGIMEN ESTÁTICO DE LOS EQUIPOS EN

INSTALACIONES DEL SING EN 220 KV

8.1 GENERALIDADES SOBRE LA RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES

TÉCNICOS.

En esta sección se presenta la metodología utilizada para recopilar información técnica de

las instalaciones a analizar (interruptores de poder y transformadores de corriente

conectados en 220 kV), y los criterios utilizados para determinar parámetros técnicos

necesarios para el cálculo de saturación de los transformadores de corriente.

La información técnica recopilada corresponde a aquella disponible en junio de 2014.

8.1.1 Capacidades nominales de interruptores de poder y transformadores de

corriente.

Las capacidades nominales de los interruptores de poder y transformadores de corriente

existentes, se obtienen del proceso de levantamiento de información técnica de interruptores

de poder y transformadores de corriente pertenecientes al Sistema de Transmisión del SING

en 220 kV.

Las fuentes de información utilizadas para tal efecto, en orden de relevancia, son las

siguientes:

Información técnica de las instalaciones en 220 kV existentes en el SING, obtenida desde

el sitio web del CDEC-SING a junio de 2014, en la ruta Datos del SING / Instalaciones del

SING.

Información técnica de nuevas instalaciones que se interconectan o modifican

instalaciones existentes en el SING. Estos antecedentes son entregados por las

empresas coordinadas de acuerdo a lo indicado en el Procedimiento DP Información

Técnica de Instalaciones y Equipamientos.

Print-Out de relés de protección y diagramas unilineales de subestaciones en 220 kV,

entregados por las empresas coordinadas al CDEC-SING como parte de las campañas

del EVCP 2012-2013.

Antecedentes de placa de interruptores de poder y transformadores de corriente,

proporcionados por la Dirección de Operación (DO) del CDEC-SING.


8.1.2 Estimación de Antecedentes Técnicos.

Interruptores de Poder y Transformadores de Corriente

En relación a los antecedentes de los interruptores de poder y transformadores de corriente

de los registros de información técnica del CDEC-SING que no puedan ser validados, éstos

se informan en primera instancia como S/I (Sin Información). Posteriormente, estos datos

serán solicitados a los propietarios de dichas instalaciones.

Por otra parte, si se detectan distintos valores nominales para un mismo equipo dentro de

las fuentes de información mencionadas en la sección 8.1.1, se utiliza aquel que represente

el valor más desfavorable.

Para las instalaciones que se proyecta entren en servicio dentro del periodo 2015 – 2017, se

estima que por diseño, las capacidades de interruptores de poder y transformadores de

corriente han sido dimensionadas adecuadamente, y en función de lo que ofrecen las

diferentes empresas fabricantes de equipos, presentes actualmente en el mercado eléctrico.

Longitud de cables para determinar el burden del cable conectado al T/C.

Para determinar las longitudes de los cables con los que se realiza el cálculo del límite de

saturación de los TT/CC, se considera como referencia la disposición geo-referenciada de

líneas y subestaciones del SING, en formato KMZ. La metodología consiste en obtener un

valor característico a nivel de subestación, a partir del promedio entre la distancia de la sala

de equipos con el paño de línea más alejado y con el más cercano. Adicionalmente, se

aplica un margen de seguridad de 10% para cada medida de longitud estimada.

Calibre de los cables para determinar el burden del cable conectado al T/C.

La sección del cable que se conecta al secundario del T/C se estima en función de la

corriente nominal secundaria, tomando como referencia las prácticas mayoritariamente

utilizadas en los diversos proyectos, esto es:

Para TT/CC con secundario de 5A, se considera un conductor de calibre 8 AWG

(8,37 mm2).

Para TT/CC con secundario de 1A, se considera un conductor de calibre 12 AWG

(3,31 mm2).


Burden de la protección conectado al T/C.

El burden de la protección conectado a un T/C se ha determinado en función de la corriente

nominal secundaria, de acuerdo a valores promedio estándares utilizados por equipos

digitales en la actualidad, cuyos valores son los siguientes:

Para TT/CC con secundario de 5A, se considera un burden de la protección igual a

0,3 VA.

Para TT/CC con secundario de 1A, se considera un burden de la protección igual a

0,05 VA.

Burden interno de un T/C

El burden interno de un T/C se ha considerado en un 20% del burden nominal.

Obtención del Burden Real

El Burden Real de un T/C se obtiene como la suma de: burden del cable, burden de la

protección y burden interno. Este valor se compara con el Burden Total Máximo, calculado

en función del burden nominal y la máxima corriente de cortocircuito simétrico inicial en cada

escenario de operación analizado.

Los datos de información técnica recabados, junto a aquellos calculados y/o estimados, se

presentan en el Anexo A de este informe.

8.1.3 Parámetros eléctr icos de líneas de transmisión en 220 kV.

Los parámetros de impedancia y longitud de las líneas de transmisión seleccionadas para

someterlas al cálculo del SIL, de acuerdo a lo indicado en la sección 7.6.2, son obtenidos

desde el sitio web del CDEC-SING, en las siguientes rutas:

Parámetros de impedancia: Instalaciones del SING / Líneas de Transmisión / Parámetros

de secuencia (+) y (0).

Longitud: Instalaciones del SING / Líneas de Transmisión / Datos Generales.

8.1.4 Presentación de resultados.

Los registros obtenidos, o en su defecto estimados, son contrastados con valores calculados

utilizando criterios fundamentados en márgenes de seguridad que respondan a los


requerimientos de expansión del sistema de transmisión del SING, los que definen rangos

de referencia para establecer si el equipo se encuentra en estado normal, alerta o crítico.

Los resultados del análisis en régimen estático se presentan mediante tablas que contienen

los siguientes campos de interés:

Capacidad de interruptores de poder

S/E Nombre de la subestación.

Nombre del Paño Paño de línea, transformador o reactor, según corresponda.

Nomenclatura Interruptor 52 (según ANSI/IEEE) más una referencia adicional (según diseño).

Capacidad 52 Definido según el dato de placa del equipo, expresado en kA.

Estado 52 Definido según criterios presentados en la sección 8.2. Se utiliza la nomenclatura de colores y descripciones citadas en la Tabla 4.

Capacidad Disponible Holgura disponible, calculada en función de la capacidad nominal del equipo y de la corriente inicial simétrica máxima, expresada en %.

Límite de saturación en transformadores de corriente

S/E Nombre de la Subestación.

Nombre del Paño Paño de línea, transformador o reactor, según corresponda.

Razón de Transformación T/C

Definido según diseño.

Clase de Precisión Definido según diseño.

Estado T/C Definido según criterios presentados en la sección 8.2. Se utiliza la nomenclatura de colores y descripciones citadas en la Tabla 4.

Capacidad Disponible Holgura disponible, calculada en función de la capacidad nominal del equipo y de la corriente inicial simétrica máxima, expresada en %.

Para facilitar la interpretación de los resultados, se utiliza una nomenclatura de colores que

represente el estado en el que se encuentra el equipo y la posible acción que debiese ser


tomada para minimizar sus efectos sobre la red frente a una eventual falla. Estas

definiciones se indican en la Tabla 4.

Tabla 4. Nomenclatura utilizada para el análisis de capacidades de interruptores de

poder y análisis del límite de saturación de transformadores de corriente.

Nomenclatura Estado Acciones

Normal El equipo cuenta con holgura suficiente.

Alerta El equipo cuenta con holgura limitada.

Crítico El equipo no cuenta con holgura suficiente.

8.2 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INTERRUPTORES DE PODER

8.2.1 Criterio propuesto para el Análisis

El criterio para evaluar la capacidad de los interruptores de poder que se encuentran

actualmente en operación para cada instalación en 220 kV, se define en función de la

capacidad de ruptura nominal bajo el que fue diseñado, conforme a lo que indica el

fabricante. Lo anterior se presenta en la Tabla 5.

Para aquellos casos en que no fue posible determinar la capacidad de ruptura nominal

definida por el fabricante, el paño es identificado con la sigla S/I.


Tabla 5. Criterio para evaluar la capacidad del interruptor de poder a partir de dato de

placa.

Criterio Descripción Nomenclatura

Se entiende que el interruptor de poder

se encuentra en estado normal siempre

que la corriente , que circula por

él, sea igual o inferior a un 60% de la

corriente de ruptura indicada por el

fabricante.


se encuentra en estado alerta cuando la

corriente , que circula por él, se

encuentre en un rango del 60% al 90%

de la corriente de ruptura indicada por el

fabricante.


se encuentra en estado crítico cuando la

corriente , que circula por él, es

igual o superior a un 90% la corriente de

ruptura indicada por el fabricante.

Donde:


) máxima que circula por el

interruptor de poder en cada escenario de operación.

: Corriente de ruptura indicada por el fabricante del interruptor de poder.

8.2.2 Análisis de capacidad de interruptores de poder.

A través del cálculo de cortocircuitos en cada una de las subestaciones de 220 kV para los

distintos escenarios de operación definidos en la sección 7.4, se determina el estado de los

interruptores de poder existentes en el SING.


Es importante mencionar que de acuerdo con el Plan de Expansión del STT en curso, los

paños de la Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro serán cambiados para soportar 1000 MVA,

por ende, eventuales restricciones en dichas instalaciones debiesen normalizarse una vez

que las obras entren en servicio.

Los resultados por año analizado se presentan a continuación.

Año 2015 – Topología 1

Se analiza un total de 260 paños conectados a 61 subestaciones en 220 kV. Se presentan

los resultados generales de mayor relevancia, indicando aquellos escenarios de mayor y

menor exigencia para cada uno de los dos (2) criterios definidos para el cálculo de

cortocircuito en la sección 7.8: criterio favorable y criterio normal.

Criterio favorable:

Escenario de mayor exigencia

04: Parque generador completo con

interconexión SADI.

Escenario de menor exigencia

06: Despacho económico con

generación ERNC fotovoltaica.

199

80%

13

5%

52%

3113%

Capacidad de

InterruptoresCriterio Favorable

Año 2015 - Escenario 04

Normal Alerta Crítico S/I

20384%

52%

3

1%31

13%

Capacidad de





Criterio normal:







No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores en

un 13% de los paños en 220 kV (31 paños), los que han sido designados como S/I. Por otra

parte, al año 2015 existen entre tres (3) y cinco (5) interruptores que se encuentran en

estado crítico, aplicando cortocircuitos con criterio favorable y normal, encontrándose la

mayoría en subestación Crucero.

El detalle de todos los interruptores que presentan una condición alerta o crítica, para cada

uno de los escenarios analizados se presenta en el Anexo E.

195

79%

177%

52%

3112%

Capacidad de

InterruptoresCriterio Normal



195

81%

11

4%

52%

3113%

Capacidad de





Resultados en instalaciones del STT

A continuación se presentan en detalle los resultados del cálculo de capacidad de

interruptores de poder en cada uno de los paños conectados a las subestaciones que

poseen paños troncales, indicando si se encuentran en estado normal, alerta o crítico, y su

capacidad porcentual disponible, en función del escenario operacional y el criterio utilizado

en el cálculo de cortocircuitos: favorable o normal.

Subestación Atacama

Se observa que la totalidad de los interruptores de poder de los paños conectados a

subestación Atacama se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con

holgura suficiente frente a los niveles de cortocircuito esperados para el año 2015.

No obstante lo anterior, no se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura

de dos (2) paños conectados a subestación Atacama en 220 kV:

Capacidad de Interruptores de Poder

Nombre del Paño

Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV 1 77% 1 61% 1 61% 1 61% - - - -

Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV 1 77% 1 61% 1 61% 1 61% - - - -

Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº1 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I

Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV 1 77% 1 61% 1 61% 1 61% - - - -

Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 76% 1 61% 1 61% 1 61% 1 90% 1 91%

Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - 1 61% 1 61% 1 61% - - - -

Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - 1 61% 1 61% 1 61% - - - -


Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - 1 61% 1 61% 1 61% - - - -


Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 72% 1 57% 1 57% 1 56% 1 86% 1 86%

E1 E2 E3 E4 E5 E6

Criterio Favorable


Nombre del Paño

Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV 1 72% 1 56% 1 56% 1 56% - - - -

Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV 1 72% 1 56% 1 56% 1 56% - - - -


Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV 1 72% 1 56% 1 56% 1 56% - - - -








E4 E5 E6

Criterio Normal

E1 E2 E3


a) J3 Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko Circuito N°1.

b) J10 Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko Circuito N°2.

Subestación Encuentro


subestación Encuentro se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con



Nombre del Paño

Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 76% 1 73% 1 71% 1 71% 1 78% 1 79%


Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 1 62% 1 59% 1 56% 1 55% 1 64% 1 65%

Encuentro 220 kV - J6 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 62% 1 60% 1 57% 1 57% 1 63% 1 64%


Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 1 60% 1 56% 1 54% 1 53% 1 62% 1 64%

Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 1 60% 1 56% 1 54% 1 53% 1 62% 1 64%

Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%

Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%

Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%

Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%

Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 1 59% 1 56% 1 53% 1 52% 1 62% 1 63%

Criterio Favorable

E2 E3 E4 E5 E6E1


Nombre del Paño













Criterio Normal

E1 E2 E3 E4 E5 E6


Subestación Crucero

Es posible notar la existencia de cuatro (4) paños con interruptores de poder en estado

crítico al año 2015 en subestación Crucero, es decir, estarán expuestos a niveles de

cortocircuito que pueden sobrepasar su capacidad de ruptura. Estos paños son:

a) J5 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°1 (Tap Off Nueva Victoria).

b) J6 Línea 1x220 kV Chacaya-Crucero.


Nombre del Paño

Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -1% 3 -9% 3 -15% 3 -17% 3 5% 3 8%

Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 6% 3 -2% 3 -10% 3 -11% 3 10% 2 13%

Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 9% 3 0% 3 -6% 3 -8% 2 13% 2 17%

Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 0% 3 -8% 3 -13% 3 -15% 3 8% 3 10%

Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 1 54% 1 49% 1 46% 1 45% 1 56% 1 58%

Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 1 50% 1 45% 1 43% 1 42% 1 53% 1 54%

Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 1 47% 1 43% 2 40% 2 39% 1 50% 1 52%

Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 1 47% 1 43% 2 40% 2 39% 1 50% 1 52%

Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 2 39% 2 34% 2 29% 2 28% 1 41% 1 44%


Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 1 50% 1 46% 1 43% 1 42% 1 54% 1 55%


Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 1 60% 1 56% 1 54% 1 53% 1 62% 1 63%

Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 65% 1 63% 1 61% 1 60% 1 66% 1 67%


E1

Criterio Favorable

E2 E3 E4 E5 E6


Nombre del Paño

Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -4% 3 -12% 3 -19% 3 -21% 3 2% 3 6%

Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 -4% 3 -12% 3 -19% 3 -21% 3 2% 3 6%

Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 -4% 3 -12% 3 -19% 3 -21% 3 2% 3 6%

Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 -4% 3 -12% 3 -19% 3 -21% 3 2% 3 6%












Criterio Normal

E1 E2 E3 E4 E5 E6


c) J6A Línea 2x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°6A.

d) J6B Línea 2x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°7A.

Todos los interruptores de poder asociados a los paños recién mencionados poseen una

capacidad de ruptura de 16 kA, por lo que se requiere que sean reemplazados por

interruptores monopolares de mayor capacidad de a lo menos 40 kA.

Por otra parte, se advierte la presencia de entre dos (2) a ocho (8) paños en estado de

alerta, sin embargo, en vista de su capacidad disponible, superior al 25%, aún no se justifica

su reemplazo al año 2015.

Subestación Lagunas


subestación Lagunas se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con



Nombre del Paño

Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 88% 1 88% 1 86% 1 86% 1 88% 1 88%


Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 1 87% 1 87% 1 85% 1 85% 1 87% 1 87%


Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 87% 1 86% 1 85% 1 85% 1 87% 1 87%


Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 85% 1 85% 1 84% 1 84% 1 85% 1 85%

Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 1 85% 1 84% 1 83% 1 83% 1 85% 1 85%

Criterio Favorable

E2 E3 E4 E5 E6E1


Nombre del Paño









Criterio Normal

E1 E2 E3 E4 E5 E6


Subestación Tarapacá


subestación Tarapacá se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con

holgura suficiente para operar con los niveles de cortocircuito esperados para el año 2015.

Interruptores del SING en estado crítico al año 2015

A continuación se presenta un listado con aquellos interruptores de poder del SING,

conectados en 220 kV, que ven sobrepasada su capacidad de ruptura para el escenario más

crítico de la topología analizada, esto es, Escenario 04 de la Topología 1 – Año 2015, con

cálculo de cortocircuitos a través del criterio normal.


Nombre del Paño

Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 1 86% 1 86% 1 85% 1 85% 1 86% 1 86%

Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 91% 1 91% 1 90% 1 90% 1 91% 1 92%

Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 89% 1 89% 1 88% 1 88% 1 89% 1 89%


Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 1 82% 1 82% 1 81% 1 81% 1 82% 1 83%

Criterio Favorable

E2 E3 E4 E5 E6E1


Nombre del Paño






Criterio Normal

E1 E2 E3 E4 E5 E6

Nombre del PañoI"kss por el

52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]

I"kss por el

52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]

Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 18,753 3,0 -17,2% 19,335 3,0 -20,8%

Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 17,793 3,0 -11,2% 19,335 3,0 -20,8%

Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 17,201 3,0 -7,5% 19,335 3,0 -20,8%

Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 18,456 3,0 -15,4% 19,335 3,0 -20,8%

Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 18,721 3,0 -17,0% 19,384 3,0 -21,2%

Criterio Favorable Criterio Normal

Estudio de Capacidad para Interruptores - 2015


Año 2017 – Topología 2.1





Criterio favorable:


03: Parque generador completo sin





19475%

177%

16

6% 3112%

Capacidad de




198

79%

17

7%

52%

3112%

Capacidad de





Criterio normal:

Escenarios de mayor exigencia



Escenarios de menor exigencia





parte, al año 2017 – Topología 2.1, entre cinco (5) y veinte (20) interruptores se encuentran

en estado crítico dependiendo del escenario de operación, siendo el escenario con parque

generador completo e interconexión SING-SADI el más exigente.

19074%

176%

208% 31

12%

Capacidad de




198

79%

17

7%

5

2%31

12%

Capacidad de







interruptores de poder en cada uno de los paños conectados a las subestaciones troncales,

indicando si se encuentran en estado normal, alerta o crítico, y su capacidad porcentual

disponible, en función del escenario operacional y el criterio utilizado en el cálculo de

cortocircuitos: favorable o normal.

Es del caso indicar que los nuevos paños han sido designados con la sigla N/P (Nuevo

Proyecto), bajo el entendido que éstos serán dimensionados adecuadamente por el propio

proyecto.


Se observa la presencia de una gran cantidad de interruptores en estado de alerta para los

escenarios de operación 2, 3 y 4, siendo el escenario 2 (despacho económico sin ERNC e

Capacidad de Interruptores de Poder - Topología 2.1

Nombre del Paño



Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I


Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - kapatur. Circuito N°1 1 73% 1 58% 1 43% 1 42% 1 76% 1 79%

Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - 2 27% 2 26% - - - -

Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - 2 27% 2 26% - - - -


Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - 2 27% 2 26% - - - -

Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I S/I


E5 E6

Criterio Favorable

E1 E2 E3 E4


Nombre del Paño












Criterio Normal

E1 E2 E3 E4 E5 E6


interconexión SING-SADI) una situación de alta probabilidad de ocurrencia. De todas

formas, y dado que dichos interruptores cuentan con una capacidad disponible superior al

20% aplicando cortocircuitos con criterio normal, no es necesario realizar su reemplazo al

año 2017, considerando la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya

y Atacama).

No se cuenta con la información que permita validar la capacidad de ruptura de dos (2)

paños conectados a subestación Atacama en 220 kV:

a) J3 Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins Circuito N°1 (actual Línea 2x220 kV

Atacama-Domeyko Circuito N°1).

b) J10 Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins Circuito N°2 (actual Línea 2x220 kV




Nombre del Paño




Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 1 53% 1 51% 1 45% 1 46% 1 49% 1 52%









Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P


Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P


E1 E2 E3 E4 E5 E6

Criterio Favorable



subestación Encuentro se encuentran en estado normal de operación, es decir, cuentan con

holgura suficiente para operar con los niveles de cortocircuito esperados al año 2017,

considerando la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y

Atacama).



Nombre del Paño

















E1 E2 E3 E4 E5 E6

Criterio Normal


Nombre del Paño

Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -27% 3 -33% 3 -47% 3 -46% 3 -36% 3 -29%

Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 -21% 3 -26% 3 -42% 3 -39% 3 -31% 3 -25%

Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 -17% 3 -23% 3 -38% 3 -35% 3 -27% 3 -20%

Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 -26% 3 -32% 3 -43% 3 -42% 3 -31% 3 -26%












Criterio Favorable

E1 E2 E3 E4 E5 E6


Es posible notar la existencia de al menos cuatro (4) paños con interruptores de poder en

estado crítico al año 2017, es decir, estarán expuestos a niveles de cortocircuito que

sobrepasarán su capacidad de ruptura. Estos paños son los mismos que presentaban

estado crítico en los resultados del año 2015:





Además, se advierte la presencia de otros dos (2) interruptores en estado crítico para un

escenario operacional con todo el parque generador despachado y el sistema de transmisión

lo más enmallado posible:

a) J10 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2.

b) J11 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1.

Todos los interruptores de poder asociados a los seis (6) paños recién mencionados poseen

una capacidad de ruptura de 16 kA y 25 kA, por lo que se requiere que sean reemplazados

por interruptores monopolares de mayor capacidad de a lo menos 40 kA.


Nombre del Paño
















E2 E3 E4 E5 E6

Criterio Normal

E1


Por otra parte, se advierte la presencia de otros seis (6) paños en estado de alerta, sin

embargo, en vista de su capacidad disponible, superior al 24%, aún no se justifica su

reemplazo al año 2017, considerando la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones

Kapatur, Chacaya y Atacama).




holgura suficiente frente a los niveles de cortocircuito esperados al año 2017, considerando

la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y Atacama).


Nombre del Paño









Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P


E6E1 E2 E3 E4 E5

Criterio Favorable


Nombre del Paño











E1 E2 E3 E4 E5 E6

Criterio Normal







Interruptores del SING en estado crítico al año 2017 considerando interconexión de las

subestaciones Chacaya, Kapatur y Atacama



crítico de la topología analizada, esto es, Escenario 04 de la Topología 2.1 – Año 2017, con



Nombre del Paño






E1 E2 E3 E4 E5 E6

Criterio Favorable


Nombre del Paño






E4 E5 E6E1 E2 E3

Criterio Normal



52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]

I"kss por el

52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]





Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 22,361 2,000 10,6% 23,816 3,000 4,7%


Chacaya 220 kV - J1 Línea Chacaya - Mejillones 34,692 3,000 -10,1% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - J2 Línea Chacaya - Mantos Blancos (capricornio) 35,435 3,000 -12,5% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - J3 Línea Chacaya - Crucero 35,495 3,000 -12,7% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 36,328 3,000 -15,3% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - J5 Línea Chacaya - Molycop 36,582 3,000 -16,1% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - J6 Línea Chacaya - El Cobre. Circuito Nº1 35,639 2,000 10,9% 36,582 3,000 8,5%

Chacaya 220 kV - J7 Línea Chacaya - El Cobre. Circuito Nº2 35,639 2,000 10,9% 36,582 3,000 8,5%

Chacaya 220 kV - JG1 Tranformador CTM1 34,791 3,000 -10,4% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - JG2 Tranformador CTM2 34,208 3,000 -8,6% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - JG3 Tranformador CTM3-TG 33,725 3,000 -7,1% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - JG4 Tranformador CTM3-TV 34,326 3,000 -9,0% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - JG5 Transformador CTA 33,428 2,000 16,4% 36,582 3,000 8,5%

Chacaya 220 kV - JG6 Transformador CTH 33,428 2,000 16,4% 36,582 3,000 8,5%










Criterio favorable:







20077%

208%

7

3%31

12%

Capacidad de




199

79%

167%

52%

3112%

Capacidad de





Criterio normal:









parte, al año 2017 – Topología 2.2, entre cinco (5) y siete (7) interruptores se encuentran en

estado crítico dependiendo del escenario de operación, siendo el escenario con parque

generador completo e interconexión SING-SADI el más exigente.

De acuerdo a lo anterior, la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones Kapatur y

Angamos) requiere menos reemplazos de interruptores en el SING que la Topología 2.1

(conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y Atacama), lo cual se fundamenta por un

menor nivel de cortocircuitos en el sistema. Si bien, esto evita la modificación de

equipamiento primario existente, redunda en una red de menor robustez en relación a la

capacidad de transmisión.

20077%

208%

7

3%31

12%

Capacidad de




198

79%

17

7%

5

2%31

12%

Capacidad de







interruptores de poder en cada uno de los paños conectados a las subestaciones troncales,

indicando si se encuentran en estado normal, alerta y crítico, y su capacidad porcentual

disponible, en función del escenario operacional y el criterio utilizado en el cálculo de

cortocircuitos: favorable o normal.

Es del caso indicar que los nuevos paños han sido designados con la sigla N/P (Nuevo

Proyecto), bajo el entendido que éstos serán dimensionados con suficiente holgura.





Nombre del Paño












Criterio Favorable

E7 E8 E9 E10 E11 E12


Nombre del Paño












Criterio Normal

E7 E8 E9 E10 E11 E12



la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones Kapatur y Angamos).

No se cuenta con la información de la capacidad de ruptura de dos (2) paños conectados a

subestación Atacama en 220 kV:

a) J3 Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins Circuito N°1 (actual Línea 2x220 kV


b) J10 Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins Circuito N°2 (actual Línea 2x220 kV




Nombre del Paño




Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Nueva Encuentro. Circuito Nº2 1 55% 1 52% 1 45% 1 44% 1 50% 1 52%













Criterio Favorable

E7 E8 E9 E10 E11 E12



subestación Encuentro se encuentran en estado normal de operación para los escenarios de

alta probabilidad de ocurrencia, es decir, cuentan con holgura suficiente frente a los niveles

de cortocircuito esperados al año 2017, considerando la Topología 2.2 (conexión de las

subestaciones Kapatur y Atacama).

Por otra parte, se advierte la presencia de todos los interruptores de la subestación

Encuentro en estado de alerta en el escenario 10, que considera el parque generador

completo despachado e interconexión SING-SADI para la Topología 2.2. Sin embargo, dado

que cuentan con una capacidad disponible de al menos 40%, no se justifica su reemplazo al

año 2017, toda vez que se considera la Topología 2.2.


Nombre del Paño

















Criterio Normal

E7 E8 E9 E10 E11 E12



Es posible notar la existencia de al menos cuatro (4) paños con interruptores de poder en

estado crítico al año 2017, es decir, estarán expuestos a niveles de cortocircuito que

sobrepasarán su capacidad de ruptura. Estos paños son los mismos que presentaban

estado crítico en los resultados del año 2015 y 2017 con Topología 2.1:



Nombre del Paño
















Criterio Favorable

E7 E8 E9 E10 E11 E12


Nombre del Paño
















Criterio Normal

E7 E8 E9 E10 E11 E12





Además, se advierte la presencia de otros dos (2) interruptores en estado crítico para un

escenario operacional con todo el parque generador despachado y el sistema de transmisión

lo más enmallado posible:

a) J10 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2.

b) J11 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1.

Todos los interruptores de poder asociados a los seis (6) paños recién mencionados poseen

una capacidad de ruptura de 16 kA y 25 kA, por lo que se requiere que sean reemplazados

por interruptores monopolares de mayor capacidad, de a lo menos 40 kA.

Por otra parte, se advierte la presencia de entre seis (6) a diez (10) paños en estado de

alerta, sin embargo, en vista de su capacidad disponible, superior al 24%, aún no se justifica

su reemplazo al año 2017, considerando la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones

Kapatur y Angamos).



Nombre del Paño











Criterio Favorable

E7 E8 E9 E10 E11 E12





considerando la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones Kapatur y Angamos).





considerando la Topología 2.1 (conexión de las subestaciones Kapatur, Chacaya y

Atacama), considerando la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones Kapatur y

Angamos).


Nombre del Paño











Criterio Normal

E7 E8 E9 E10 E11 E12


Nombre del Paño






Criterio Favorable

E7 E8 E9 E10 E11 E12


Nombre del Paño






Criterio Normal

E7 E8 E9 E10 E11 E12


Interruptores del SING en estado crítico al año 2017 considerando interconexión de las

subestaciones Angamos y Kapatur



crítico de la topología analizada, esto es, Escenario 10 de la Topología 2.2 – Año 2017, con



52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]

I"kss por el

52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]











8.3 CÁLCULO DEL LIMITE DE SATURACIÓN PARA LOS TRANSFORMADORES DE

CORRIENTE

La exactitud de medición en los T/C depende principalmente de la sección transversal, tipo

de núcleo, y del número de vueltas del devanado secundario del transformador, los que

repercuten de forma directa sobre los flujos magnéticos que circulan a través de él, por lo

tanto, el error de medición en el T/C se incrementa si se satura el material ferromagnético

que lo compone.

En virtud de lo anterior, la determinación de la saturación de los T/C adquiere una gran

relevancia al momento de garantizar la correcta actuación de los relés en los sistemas de

protecciones y, de esta manera, mantener una alta confiabilidad en el sistema de

transmisión.

Para evaluar esta situación, se determina el Burden Total Máximo de cada T/C, en función

de su burden nominal y de la máxima corriente de cortocircuito que circule a través de él,

utilizando las relaciones del Factor Límite de Precisión (ALF: Accuracy Limit Factor).

Factor límite de precisión para transformadores de corriente (ALF).

Dentro de sus especificaciones técnicas, los transformadores de corriente detallan el valor

del factor límite de precisión (ALF) a burden nominal y la clase de precisión que poseen.

Este factor de precisión define la magnitud de la corriente máxima a la que el transformador

de corriente cumple con la precisión especificada. Si el transformador de corriente es

sometido a un cortocircuito que supere el umbral definido por el ALF, la corriente secundaria

del T/C se mide con distorsión, lo que puede conllevar a un error en la medición de la

corriente de cortocircuito por los sistemas de protección asociados.

Los análisis se realizan de acuerdo a lo indicado por la norma IEC 60044, o bien bajo

ANSI/IEEE C57.13, dependiendo del estándar de diseño con que hayan sido fabricados los

transformadores bajo análisis.

8.3.1 Factor límite de precisión real (ALF’) para burden distinto al nominal.

Para calcular el factor límite de precisión real (ALF’) en función de un burden de servicio

distinto al nominal, tanto para T/C construidos bajo Estándar IEC60044-1 (Clase P) y

Estándar ANSI/IEEE C57.13 (Clase C), se utiliza la siguiente expresión:


Donde:

ALF’ : Límite de precisión real del transformador de a burden operativo.

: Límite de precisión nominal del transformador de corriente a burden

nominal.

: Burden interno del secundario del T/C, expresado en [VA].

: Burden total conectado al T/C, expresado en [VA].

: Burden nominal del T/C, expresado en [VA].

8.3.2 Factor límite de precisión real (ALF’) para dimensionamiento en función de la

corriente de cortocircuito.

Se puede calcular el ALF’ en función de la corriente de cortocircuito circulante por el equipo,

de la corriente nominal del devanado primario y de un factor de sobredimensionamiento, de

acuerdo a la siguiente relación:

Donde:

: Corresponde al factor de sobredimensionamiento del T/C.

: Máxima corriente de cortocircuito a la que está expuesto el T/C en [kA].

: Corriente nominal primaria del T/C en [kA].

8.3.3 Obtención del Burden Total Máximo.

A partir de las expresiones definidas en las secciones precedentes 8.3.1 y 8.3.2, se define el

Burden Total Máximo en [VA] que puede ser conectado al T/C de acuerdo al máximo nivel

de cortocircuito al que está sometido en cada escenario de operación:

Finalmente, para evaluar el estado de cada instalación, se realiza una comparación entre el

Burden Total Máximo determinado con la ecuación anterior, y el Burden Real conectado, o


de servicio, indicado en la sección 8.1.2. El Burden Real conectado se calcula a través de la

siguiente expresión:

El Burden Cable presenta la siguiente expresión:

Donde:

: Resistividad del cobre.

: Longitud del cable en [m]. Su forma de estimación se indica en la sección

8.1.2.

: Área del conductor en [mm2]. Su forma de estimación se indica en la

sección 8.1.2.

: Corriente nominal primaria del T/C en [A].

Los valores considerados para el Burden Protección y el Burden Interno fueron definidos en

la sección 8.1.2.

8.3.4 Criterio uti lizado para el Análisis.

El criterio para evaluar el límite de saturación de los transformadores de corriente que se

encuentran actualmente en operación para cada instalación en 220 kV, se define en función

de la comparación entre el Burden Total Máximo (BTM) del T/C y el Burden Real calculado

(BR), y se presenta en la Tabla 6.

Para aquellos casos en que no fue posible obtener datos de los TT/CC existentes, el paño

se identifica con la sigla S/I.


Tabla 6. Criterio para evaluar el límite de saturación de los transformadores de

corriente.


Se entiende que el transformador de

corriente se encuentra en estado normal

siempre que el Burden Real ( ) sea

igual o inferior al 60% de Burden Total

Máximo ( ).


corriente se encuentra en estado alerta

cuando el Burden Real ( se

encuentre en un rango ubicado entre el

60% y el 90% del Burden Total Máximo

( ).


corriente se encuentra en estado crítico

cuando el Burden Real ( ) es igual o

superior a un 90% del Burden Total

Máximo ( ).

8.3.5 Análisis del cálculo.

A través del cálculo de cortocircuitos en cada una de las subestaciones de 220 kV para los

distintos escenarios de operación definidos en la sección 7.4, se determina el límite de

saturación de los transformadores de corriente existentes en el SING.

Los resultados obtenidos se presentan a continuación.


Año 2015 – Topología 1





Criterio favorable:


02: Despacho económico sin ERNC con





15161%

16

6%

3615%

45

18%

Límite de Saturación T/C

Criterio Favorable



154

64%15

6%

28

11%

45

19%


Criterio Favorable




Criterio normal:







No se cuenta con la información de burden nominal y clase de precisión de los

transformadores de corriente en un 18% de los paños en 220 kV (45 paños), los que han

sido designados como S/I. Por otra parte, al año 2015 existen entre 28 y 41 transformadores

de corriente que se encuentran en estado crítico, aplicando cortocircuitos con criterio

favorable y normal, siendo el escenario 2 (despacho económico sin ERNC e interconexión

SING-SADI) el de mayor exigencia para tal efecto.

15460%

166%

4116%

4518%

LÍmite de Saturación T/C

Criterio Normal



15261%

24

9%

2912%

45

18%


Criterio Normal





A continuación se presentan en detalle los resultados del límite de saturación de los

transformadores de corriente en cada uno de los paños conectados a las subestaciones

troncales, indicando si se encuentran en estado normal, alerta o crítico, y su capacidad

porcentual disponible, en función del escenario operacional y el criterio utilizado en el cálculo

de cortocircuitos: favorable o normal.

Además, se presenta una tabla con el Burden Total Máximo en [VA] de los transformadores

de corriente asociados a cada uno de los paños analizados, en función del escenario

operacional.


Burden Total Máximo [VA]

Nombre del Paño E1 E2 E5 E6 E1 E2 E5 E6

Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV 188,9 113,2 - - 154,6 100,1 - -

Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV 188,9 113,2 - - 154,6 100,1 - -

Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº1 167,4 105,8 358,3 364,2 154,6 100,1 301,3 305,7

Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV 188,9 113,2 - - 154,6 100,1 - -

Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 365,3 224,0 914,6 926,2 309,3 200,2 602,6 611,5

Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - 113,2 - - - 100,1 - -

Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - 113,2 - - - 100,1 - -


Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - 113,2 - - - 100,1 - -

Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº2 167,4 105,8 358,3 364,2 154,6 100,1 301,3 305,7

Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 157,6 101,3 301,3 305,7 154,6 100,1 301,3 305,7


Límite de Saturación para T/C

Nombre del Paño

Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV 1 93% 1 88% - - - -

Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV 1 93% 1 88% - - - -

Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - Domeyko.Circuito Nº1 1 92% 1 87% 1 97% 1 97%

Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV 1 93% 1 88% - - - -

Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 1 97% 1 94% 1 99% 1 99%

Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - 1 88% - - - -

Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - 1 88% - - - -


Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - 1 88% - - - -


Atacama 220 kV - J11 Línea Atacama - Esmeralda (Antofagasta) 1 92% 1 86% 1 96% 1 96%

Criterio Favorable

E1 E2 E5 E6


Se observa que la totalidad de los transformadores de corriente de los paños conectados a


holgura suficiente para operar con los niveles de cortocircuito esperados al año 2015.



Nombre del Paño

Atacama 220 kV - J1 Transformador TG1A lado 220 kV 1 92% 1 86% - - - -

Atacama 220 kV - J2 Transformador TV1C lado 220 kV 1 92% 1 86% - - - -


Atacama 220 kV - J4 Transformador TG1B lado 220 kV 1 92% 1 86% - - - -








Criterio Normal

E6E1 E2 E5



Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 33,9 30,2 37,6 38,8 19,9 18,4 21,3 22,0


Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 4,3 4,0 4,5 4,7 4,0 3,7 4,3 4,4

Encuentro 220 kV - J6 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 43,5 41,2 43,7 45,3 39,8 36,8 42,5 44,1

Encuentro 220 kV - J7 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº1 43,5 41,2 43,7 45,3 39,8 36,8 42,5 44,1

Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 16,3 15,0 17,3 18,0 15,9 14,7 17,0 17,6

Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 16,3 15,0 17,3 18,0 15,9 14,7 17,0 17,6

Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 1,0 0,9 1,1 1,1 1,0 0,9 1,1 1,1

Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 70,0 64,8 74,8 77,5 70,0 64,8 74,7 77,5

Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 21,2 19,7 22,7 23,5 21,2 19,7 22,7 23,5

Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 31,9 29,5 34,0 35,3 31,9 29,5 34,0 35,3

Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 31,9 29,5 34,0 35,3 31,9 29,5 34,0 35,3



Es posible notar la existencia de al menos cinco (5) paños con transformadores de corriente

en estado crítico al año 2015, es decir, estarán expuestos a niveles de cortocircuito tales que

pueden producir la saturación de dichos equipos:

a) J4 Línea 1x220 kV Encuentro-El Tesoro.

b) J8 Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi Circuito N°1.

c) J9 Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi Circuito N°2.

d) JT1 Transformador 220/23 kV Lado 220 kV.

e) J11 Línea 1x220 kV Encuentro-MMH.


Nombre del Paño

Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 1 49% 1 42% 1 54% 1 56%


Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3 -1159% 3 -1576% 3 -959% 3 -849%

Encuentro 220 kV - J6 Línea Atacama - Encuentro.Circuito Nº2 1 61% 1 58% 1 61% 1 62%


Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 3 -21% 3 -33% 3 -12% 3 -7%

Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 3 -21% 3 -33% 3 -12% 3 -7%

Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 3 -899% 3 -870% 3 -926% 3 -943%

Encuentro 220 kV - J10 Línea Encuentro - Spence 1 69% 1 66% 1 72% 1 73%

Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 3 7% 3 -2% 2 14% 2 18%

Encuentro 220 kV - J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°1 2 38% 2 32% 1 43% 1 45%

Encuentro 220 kV - J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda. Circuito N°2. 2 38% 2 32% 1 43% 1 45%

Criterio Favorable

E1 E2 E5 E6


Nombre del Paño

Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 3 7% 3 -2% 2 13% 2 17%

Encuentro 220 kV - J3 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº2 3 7% 3 -2% 2 13% 2 17%








Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 3 7% 3 -2% 2 14% 2 18%



Criterio Normal

E5 E6E1 E2


Además, se advierte la presencia de otros dos (2) transformadores de corriente en estado

crítico si se consideran cortocircuitos bajo un criterio normal:

a) J2 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°1.

b) J3 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°2.




Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 16,2 15,0 17,2 17,9 15,8 14,6 16,7 17,3

Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 34,7 32,0 36,2 37,7 31,6 29,2 33,5 34,7

Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 35,9 32,9 37,8 39,2 31,6 29,2 33,5 34,7

Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 32,8 30,3 35,5 36,3 31,6 29,2 33,5 34,7


Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 32,9 30,4 35,6 36,5 31,6 29,2 33,5 34,7

Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 15,8 14,6 16,7 17,4 15,8 14,6 16,7 17,3

Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 15,8 14,6 16,7 17,4 15,8 14,6 16,7 17,3

Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 8,5 7,9 8,9 9,3 7,9 7,3 8,4 8,7


Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 33,5 30,9 35,8 37,3 31,6 29,2 33,5 34,7


Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 16,2 15,0 17,2 17,9 15,8 14,6 16,7 17,3

Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 31,1 29,5 32,0 33,3 26,3 24,3 27,9 28,9




Nombre del Paño

Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 3 -84% 3 -109% 3 -68% 3 -58%

Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 2 34% 2 27% 2 37% 1 40%

Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 2 36% 2 29% 1 40% 1 43%

Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 2 29% 2 22% 2 35% 2 37%


Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 2 29% 2 22% 2 36% 2 38%

Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 3 -94% 3 -121% 3 -77% 3 -67%

Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 3 -94% 3 -121% 3 -77% 3 -67%

Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 3 -651% 3 -894% 3 -549% 3 -478%


Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 2 31% 2 24% 2 36% 2 39%


Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 3 -42% 3 -57% 3 -32% 3 -26%

Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 2 28% 2 23% 2 30% 2 34%


Criterio Favorable

E1 E2 E5 E6



en estado crítico al año 2015, es decir, estarán expuestos a niveles de cortocircuito tales que

provocarán la saturación de dichos equipos:


b) J8 Línea 1x220 kV Crucero-El Abra.

c) J9 Línea 1x220 kV Crucero-Radomiro Tomic.

d) J10 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2.

e) J11 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1.

f) J14 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°2.

Además, se advierte la presencia de otro transformador de corriente en estado crítico si se

consideran cortocircuitos bajo un criterio normal en el escenario 2 de operación (despacho

económico sin ERNC e interconexión SING-SADI):



Nombre del Paño
















Criterio Normal

E6E1 E2 E5



Se detecta un (1) transformador de corriente en estado crítico, es decir, que estará expuesto

a un nivel de cortocircuito tal que saturará su medición:

a) JT Transformador de SS/AA 220/23 kV.



Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 26,8 26,5 26,7 26,9 21,4 21,0 21,7 21,9


Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 24,7 24,4 24,7 24,9 21,4 21,0 21,7 21,9


Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 24,6 24,2 25,3 25,7 21,4 21,0 21,7 21,9


Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 21,6 21,3 22,2 22,5 21,4 21,0 21,7 21,9

Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 2,7 2,6 2,7 2,7 2,7 2,6 2,7 2,7



Nombre del Paño

Lagunas 220 kV - J1 Línea Crucero - Lagunas: Circuito Nº2 1 71% 1 71% 1 71% 1 71%


Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 1 42% 1 41% 1 42% 1 42%


Lagunas 220 kV - J5 Línea Tarapacá - Lagunas: Circuito Nº1 1 78% 1 78% 1 79% 1 79%


Lagunas 220 kV - Lagunas - Pozo Almonte 1 67% 1 66% 1 68% 1 68%

Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 3 -1027% 3 -924% 3 -1182% 3 -1287%

Criterio Favorable

E1 E2 E5 E6


Nombre del Paño









Criterio Normal

E6E1 E2 E5



Se detecta un (1) transformador de corriente en estado crítico, es decir, que estará expuesto

a un nivel de cortocircuito tal que saturará su medición:

a) JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV.

El resto de los transformadores de corriente se encuentra en estado normal, es decir,

cuentan con suficiente holgura al año 2015.

Transformadores de corriente del SING en estado crítico al año 2015

A continuación se presenta un listado con aquellos transformadores de corriente del SING,

conectados en 220 kV, que operan saturados para el escenario más crítico de la topología

analizada, esto es, Escenario 02 de la Topología 1 – Año 2015, con cálculo de cortocircuitos

a través del criterio normal.



Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 7,3 7,3 7,3 7,4 7,0 7,0 7,1 7,1

Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 125,5 123,7 127,7 128,8 74,9 74,3 75,2 75,7

Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 100,7 100,0 100,8 101,3 74,9 74,3 75,2 75,7


Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 23,3 23,1 23,6 23,8 22,5 22,3 22,6 22,7



Nombre del Paño

Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 3 -354% 3 -366% 3 -350% 3 -342%

Tarapacá 220 kV - JT1 Transformador lado 220 kV CTTAR 220/13,8 1 91% 1 91% 1 91% 1 91%

Tarapacá 220 kV - J1 Línea Tarapacá - Lagunas.Circuito Nº1 1 89% 1 89% 1 89% 1 89%


Tarapacá 220 kV - J3 Línea Tarapacá - Cóndores 1 48% 1 48% 1 49% 1 49%

E6

Criterio Favorable

E1 E2 E5


Nombre del Paño






E6E1 E2 E5

Criterio Normal


Nombre del Paño

Burden máximo

Criterio

Favorable [VA]

Burden máximo

Criterio Normal

[VA]

Burden real

(cable +

prot+int)

[VA]

Estado

Burden

Criterio

Favorable

Estado

Burden

Criterio

Normal

Lagunas 220 kV - JT SS/AA 220/23 2,63 2,63 6,06 3,00 3,00

Tarapacá 220 kV - JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 7,26 6,97 15,53 3,00 3,00

Nva Victoria 220 kV - JT1 Transformador 220/66/23 kV 9,06 9,06 11,32 3,00 3,00

Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 15,00 14,61 24,80 3,00 3,00

Crucero 220 kV - J8 Línea Crucero - El Abra 14,61 14,61 25,00 3,00 3,00

Crucero 220 kV - J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 14,61 14,61 25,00 3,00 3,00

Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 7,91 7,30 25,00 3,00 3,00


Crucero 220 kV - J14 Línea Crucero - Lagunas 2 15,01 14,61 21,80 3,00 3,00

Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 29,53 24,35 23,80 2,00 3,00

SQM El Loa 220 kV - Transformador Soquimich El Loa 220/110/23 kV 9,72 9,72 9,99 3,00 3,00

Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 30,22 18,42 18,81 1,00 3,00


Encuentro 220 kV - J4 Línea Encuentro - El Tesoro 3,96 3,68 19,01 3,00 3,00

Encuentro 220 kV - J8 Linea Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 15,02 14,74 19,01 3,00 3,00

Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Collahuasi. Circuito 2 15,02 14,74 19,01 3,00 3,00

Encuentro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 0,92 0,92 19,01 3,00 3,00

Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 19,65 19,65 20,01 3,00 3,00

El Tesoro 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 4,91 4,91 9,88 3,00 3,00


El Tesoro 220 kV - Línea Encuentro - El Tesoro 16,57 9,81 9,88 1,00 3,00

Fortuna 220 kV - JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 3,83 3,83 12,71 3,00 3,00


Lomas Bayas 220 kV – J4 Línea Lomas Bayas –- Fortuna 6,33 6,33 9,14 3,00 3,00

Escondida 220 kV - JT5 Transformador N°5 220/69/6.9 kV 10,71 10,71 23,39 3,00 3,00


Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 12,52 12,40 21,43 3,00 3,00

Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 14,41 13,97 15,85 3,00 3,00

Mantos Blancos 220 kV - J1 Transformador 220/23 kV 14,34 14,34 18,50 3,00 3,00

Domeyko 220 kV - J1 Línea Domeyko - Planta Óxidos 13,53 13,53 12,90 3,00 3,00

Domeyko 220 kV - J2 Línea O Higgins - Domeyko 16,39 13,53 12,90 2,00 3,00

Molycop 220 kV - Transformador 220/13,8 2,83 2,83 13,25 3,00 3,00

Tap Off Llanos 220 kV - JT Transformador 7,11 7,11 8,42 3,00 3,00

Estación de bombeo N°2 220 kV - JT1 Transformador 220/4.16 kV 7,56 7,56 10,42 3,00 3,00



Palestina 220 kV - JT Tap Off Palestina 10,66 10,66 10,42 3,00 3,00

La Cruz 220 kV - Transformador 220/66/23 kV. 10,79 10,79 10,42 3,00 3,00


Antucoya 220 kV - JT1 Transformador 220/23 kV N°1 20,78 20,78 19,71 3,0 3,00


Capacidad de Burden Conectado







Criterio favorable:



generación ERNC eólica y fotovoltaica.


01: Despacho económico sin ERNC ni


14959%

125%

47

19%

4417%


Criterio Favorable



14859%

208%

4016%

4417%


Criterio Favorable




Criterio normal:









sido designados como S/I. Por otra parte, al año 2017 – Topología 2.1 existen entre 40 y 55

transformadores de corriente que se encuentran en estado crítico, aplicando cortocircuitos

con criterio favorable y normal, siendo el escenario 2 (despacho económico sin ERNC e

interconexión SING-SADI) el de mayor exigencia para tal efecto.

149

56%

156%

55

21%

4417%


Criterio Normal



15660%

10

4%

5019%

4417%


Criterio Normal












operacional.


Burden Total Máximo [VA] - Topología 2.1




Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 92,1 71,2 103,6 123,9 87,8 68,2 98,6 117,4


Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Seccionadora. Circuito N°1 321,5 208,1 359,3 424,7 175,6 136,4 197,1 234,7

Atacama 220 kV - J6 Transformador TG2A lado 220 kV - - - - - - - -

Atacama 220 kV - J7 Transformador TV2C lado 220 kV - - - - - - - -

Atacama 220 kV - J8 Línea Atacama - Seccionadora. Circuito N°2 321,5 208,1 359,3 424,7 175,6 136,4 197,1 234,7

Atacama 220 kV - J9 Transformador TG2B lado 220 kV - - - - - - - -

Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 92,1 71,2 103,6 123,9 87,8 68,2 98,6 117,4



Límite de Saturación para T/C - Topología 2.1

Nombre del Paño



Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 1 84% 1 78% 1 86% 1 89%


Atacama 220 kV - J5 Línea Atacama - Kapatur. Circuito N°1 1 96% 1 94% 1 97% 1 97%





Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 1 84% 1 78% 1 86% 1 89%


Criterio Favorable

E1 E2 E5 E6








Nombre del Paño












Criterio Normal

E1 E2 E5 E6






Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 35,1 33,7 32,2 33,8 31,7 30,3 29,7 31,3









Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 22,9 21,8 21,1 22,3 21,1 20,2 19,8 20,9


Encuentro 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P





en estado crítico al año 2017 – Topología 2.1, es decir, estarán expuestos a niveles de

cortocircuito tales que provocarán la saturación de dichos equipos:


b) J4 Línea 1x220 kV Encuentro-El Tesoro.


Nombre del Paño




Encuentro 220 kV - J6 Línea Encuentro - Miraje. Circuito Nº2 1 50% 1 48% 1 45% 1 48%






Encuentro 220 kV - J11 Línea Encuentro-MMH 3 -24% 3 -32% 3 -35% 3 -26%



Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 2 15% 2 10% 3 6% 2 13%




Criterio Favorable

E1 E2 E5 E6


Nombre del Paño

Encuentro 220 kV - J2 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 3 -23% 3 -30% 3 -33% 3 -25%












Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 3 7% 3 1% 3 -1% 3 5%

Encuentro 220 kV - J15 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°2 3 7% 3 1% 3 -1% 3 5%



Criterio Normal

E1 E2 E5 E6



d) J9 Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi Circuito N°2.

e) JT1 Transformador 220/23 kV.

f) J11 Línea 1x220 kV Encuentro-MMH.

g) J12 Línea 2x220 kV Encuentro-Sierra Gorda Circuito N°1.

h) J13 Línea 2x220 kV Encuentro-Sierra Gorda Circuito N°2.

i) J14 Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane Circuito N°1.

j) J15 Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane Circuito N°2.

Además, se advierte la presencia de otro transformador de corriente en estado crítico si se

consideran cortocircuitos bajo un criterio normal:


Nota: La Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane posee transformadores de corriente con

relación de tap igual a 2000-1000/5A. Dado que en el análisis se ha considerado la condición

más desfavorable (1000/5A), se concluye que éstos deben ser ajustados con una relación

2000/5A, pasando de esta forma a estar en un estado normal de operación.






















Nombre del Paño




Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 5% 3 -1% 3 0% 3 5%








Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 3 7% 3 2% 3 -1% 3 6%




Criterio Favorable

E1 E2 E5 E6


Es posible notar la existencia de catorce (14) paños con transformadores de corriente en

estado crítico al año 2017 – Topología 2.1, es decir, estarán expuestos a niveles de

cortocircuito tales que pueden provocar la saturación de dichos equipos:




d) J6B Línea 1x220 kV Crucero-Salar Circuito N°6B.

e) J7A Línea 1x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°7A.

f) J7B Línea 1x220 kV Crucero-Chuquicamata Circuito N°7B.

g) J8 Línea 1x220 kV Crucero-El Abra.

h) J9 Línea 1x220 kV Crucero-Radomiro Tomic.

i) J10 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2.

j) J11 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1.

k) J12 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°1.


Nombre del Paño


Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%

Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%

Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%

Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%

Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%





Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%

Crucero 220 kV - J13 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº2 3 2% 3 -5% 3 -7% 3 0%


Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 3 -17% 3 -24% 3 -27% 3 -19%


Criterio Normal

E1 E2 E5 E6


l) J13 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°2.

m) J14 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°2.

n) J15 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°1.

En virtud de lo anterior, se concluye que es necesario reemplazar la mayoría de los

transformadores de corriente existentes en subestación Crucero, a excepción del paño J15

Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°2. Además, los paños J12 Línea 2x220 kV

Norgener-Crucero Circuito N°1 y J13 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°2

actualmente están configurados con una relación de T/C igual a 800/5A, sin embargo, dicho

equipo puede ajustarse hasta una corriente primaria de 1200 A, lo que mejora su índice ALF

de servicio.












Lagunas 220 kV - Línea Encuentro - Lagunas. Circuito N°1 N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P N/P




Nombre del Paño











Criterio Favorable

E1 E2 E5 E6


Se detecta un (1) transformador de corriente en estado crítico al año 2017 – Topología 2.1,

es decir, que estará expuesto a un nivel de cortocircuito tal que puede saturar su medición:

a) JT Transformador de SS/AA 220/23 kV.

Por otra parte, el resto de los paños que quedan en estado crítico si se consideran

cortocircuitos efectuados con criterio normal, son los siguientes:

a) J3 Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi Circuito N°1.

b) J4 Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi Circuito N°2.



Nombre del Paño



Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 3 1% 3 -1% 3 0% 3 3%

Lagunas 220 kV - J4 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº2 3 1% 3 -1% 3 0% 3 3%







Criterio Normal

E1 E2 E5 E6










Nombre del Paño






Criterio Favorable

E1 E2 E5 E6



es decir, que estará expuesto a un nivel de cortocircuito tal que puede saturar su medición:



cuentan con suficiente holgura al año 2017 – Topología 2.1, a excepción del paño J3 Línea

1x220 kV Tarapacá-Cóndores, cuyo transformador de corriente se encuentra en estado de

alerta para todos los escenarios de operación evaluados.

Transformadores de corriente del SING en estado crítico al año 2017 considerando

interconexión de las subestaciones Chacaya, Kapatur y Atacama


conectados en 220 kV, que pueden saturar para el escenario más crítico de la topología

analizada, esto es, Escenario 02 de la Topología 2.1 – Año 2017, con cálculo de

cortocircuitos a través del criterio normal.


Nombre del Paño






Criterio Normal

E1 E2 E5 E6


Nombre del Paño

Burden máximo

Criterio

Favorable [VA]

Burden máximo

Criterio Normal

[VA]

Burden real

(cable +

prot + int)

[VA]

Estado

Burden

Criterio

Favorable

Estado

Burden

Criterio

Normal

Lagunas 220 kV - J3 Línea Lagunas - Collahuasi: Circuito Nº1 17,17 15,53 15,65 2,000 3,000






Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 25,96 24,18 25,00 3,000 3,000

Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 26,60 24,18 25,00 3,000 3,000

Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 24,86 24,18 25,00 3,000 3,000


Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 24,94 24,18 25,00 3,000 3,000





Crucero 220 kV - J12 Línea Norgener - Crucero.Circuito Nº1 25,29 24,18 25,00 3,000 3,000





Collahuasi 220 kV - Línea Collahuasi - Quebrada Blanca 35,08 32,76 30,58 2,000 3,000








Encuentro 220 kV - J14 Línea Encuentro - Cochrane. Circuito N°1 21,79 20,20 20,01 2,000 3,000








Escondida 220 kV - J3 Línea Escondida - Zaldívar 31,03 18,36 18,99 1,000 3,000





Coloso 220 kV - J1 Línea O Higgins - Coloso 22,05 11,03 10,98 1,000 3,000





















Criterio favorable:







14758%

208%

44

17%

4417%


Criterio Favorable



15662%

218%

3112%

4418%


Criterio Favorable




Criterio normal:









sido designados como S/I. Por otra parte, al año 2017 – Topología 2.1 existen entre 31 y 56

transformadores de corriente que se encuentran en estado crítico, aplicando cortocircuitos

con criterio favorable y normal, siendo el escenario 8 (despacho económico sin ERNC e

interconexión SING-SADI) el de mayor exigencia para tal efecto.

15057%

135%

5621%

4417%


Criterio Normal



16162%

218%

3413%

4417%


Criterio Normal












operacional.






Atacama 220 kV - J3 Línea Atacama - O'Higgins. Circuito Nº1 265,3 144,3 268,0 280,1 193,4 120,8 196,8 207,2







Atacama 220 kV - J10 Línea Atacama - O'Higgins.Circuito Nº2 265,3 144,3 268,0 280,1 193,4 120,8 196,8 207,2




Nombre del Paño












Criterio Favorable

E7 E8 E11 E12





la Topología 2.2 (conexión de las subestaciones Kapatur y Angamos).



Nombre del Paño












Criterio Normal

E7 E8 E11 E12






















en estado crítico al año 2017 – Topología 2.2, es decir, estarán expuestos a niveles de



b) J4 Línea 1x220 kV Encuentro-El Tesoro.


Nombre del Paño

















Criterio Favorable

E7 E8 E11 E12


Nombre del Paño

















Criterio Normal

E7 E8 E11 E12



d) J9 Línea 2x220 kV Encuentro-Collahuasi Circuito N°2.

e) JT1 Transformador 220/23 kV.

f) J11 Línea 1x220 kV Encuentro-MMH.

Además, se advierte la presencia de otros tres (3) transformadores de corriente en estado

crítico si se consideran cortocircuitos bajo un criterio normal:


b) J14 Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane Circuito N°1.

c) J15 Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane Circuito N°2.

Los paños J14 y J15, asociados a la Línea 2x220 kV Encuentro-Cochrane, poseen

transformadores de corriente con relación de tap igual a 2000-1000/5A. Dado que en el

análisis se ha considerado la condición más desfavorable (1000/5A), se concluye que éstos

deben ser ajustados con una relación 2000/5A. Con ello mejora su índice ALF de servicio

pasando de esta forma a estar en un estado normal.





















Es posible notar la existencia de catorce (14) paños con transformadores de corriente en

estado crítico al año 2017 – Topología 2.1, es decir, estarán expuestos a niveles de






Nombre del Paño
















Criterio Favorable

E7 E8 E11 E12


Nombre del Paño


Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%

Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%

Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%

Crucero 220 kV - J7A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 7A 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%

Crucero 220 kV - J7B Línea Crucero - Chuquicamata.Circuito Nº 7B 2 11% 3 0% 3 -2% 2 4%








Crucero 220 kV - J15 Línea Crucero - Encuentro.Circuito Nº1 3 -6% 3 -18% 3 -21% 3 -14%


Criterio Normal

E7 E8 E11 E12


d) J6B Línea 1x220 kV Crucero-Salar Circuito N°6B.

e) J7A Línea 1x220 kV El Loa-Crucero Circuito N°7A.

f) J7B Línea 1x220 kV Crucero-Chuquicamata Circuito N°7B.

g) J8 Línea 1x220 kV Crucero-El Abra.

h) J9 Línea 1x220 kV Crucero-Radomiro Tomic.

i) J10 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2.

j) J11 Línea 2x220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1.

k) J12 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°1.

l) J13 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°2.

m) J14 Línea 2x220 kV Crucero-Lagunas Circuito N°2.

n) J15 Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°1.

En virtud de lo anterior, se concluye que es necesario reemplazar la mayoría de los

transformadores de corriente existentes en subestación Crucero, a excepción del paño J15

Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°2. Además, los paños J12 Línea 2x220 kV

Norgener-Crucero Circuito N°1 y J13 Línea 2x220 kV Norgener-Crucero Circuito N°2

actualmente están configurados con una relación de T/C igual a 800/5A, sin embargo, dicho

equipo puede ajustarse hasta una corriente primaria de 1200 A, lo que mejora su ALF de

servicio.




es decir, que estará expuesto a un nivel de cortocircuito tal que saturará su medición:

b) JT Transformador de SS/AA 220/23 kV.















Nombre del Paño











E7 E8 E11 E12

Criterio Favorable


Nombre del Paño











E7 E8 E11 E12

Criterio Normal


Por otra parte, el resto de los paños que quedan en estado crítico si se consideran

cortocircuitos efectuados con criterio normal, son los siguientes:

c) J3 Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi Circuito N°1.

d) J4 Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi Circuito N°2.



es decir, que estará expuesto a un nivel de cortocircuito tal que saturará su medición:



cuentan con suficiente holgura al año 2017 – Topología 2.2, a excepción del paño J3 Línea

1x220 kV Tarapacá-Cóndores, cuyo transformador de corriente se encuentra en estado de

alerta para todos los escenarios de operación evaluados.










Nombre del Paño






E7 E8 E11 E12

Criterio Favorable


Nombre del Paño






E11 E12E7 E8

Criterio Normal


Transformadores de corriente del SING en estado crítico al año 2017 considerando

interconexión de las subestaciones Angamos y Kapatur


conectados en 220 kV, que operan saturados para el escenario más crítico de la topología

analizada, esto es, Escenario 08 de la Topología 2.2 – Año 2017, con cálculo de

cortocircuitos a través del criterio normal.


Nombre del Paño

Burden máximo

Criterio

Favorable [VA]

Burden máximo

Criterio Normal

[VA]

Burden real

(cable +

prot + int)

[VA]

Estado

Burden

Criterio

Favorable

Estado

Burden

Criterio

Normal







































Angamos 220 kV - J3 Bess 6,23 6,18 7,30 3,000 3,000




Coloso 220 kV - JT1 Transformador 220/13.8 kV N°1 15,27 15,27 15,38 3,000 3,000


O Higgins 220 kV - J3 Línea O Higgins - Coloso 10,83 10,83 11,19 3,000 3,000














8.4 CÁLCULO DE LA POTENCIA NATURAL EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

8.4.1 Definición de Potencia Natural de la Línea de Transmisión (SIL).

La potencia natural característica (SIL) de una línea de transmisión, corresponde a la carga

en MW a la cual se produce el balance de potencia reactiva en la línea de transmisión, es

decir, el instante en que la potencia reactiva inductiva de la línea es igual a la potencia

reactiva capacitiva, las cuales están directamente relacionadas con la reactancia y

susceptancia de la línea, respectivamente.

En rigor, una línea de transmisión consta de un extremo emisor y un extremo receptor. La

potencia reactiva entregada por el extremo emisor ( está destinada a cubrir los

requerimientos de potencia reactiva del extremo receptor ( y no los requerimientos de

potencia reactiva inductiva de la línea de transmisión ( , la cual debiese ser cubierta por la

potencia reactiva capacitiva de la línea ( ). Esto se puede observar esquemáticamente en

la siguiente figura, donde se observa la relación:

.

La potencia reactiva capacitiva de la línea depende del cuadrado de la tensión y de la

susceptancia de la línea, de acuerdo a la siguiente relación:

Por otra parte, la potencia reactiva inductiva de la línea depende del cuadrado de la corriente

y de la reactancia de la línea, de acuerdo a la siguiente relación:

Finalmente, a partir de las relaciones anteriores, el SIL de una línea queda en función de la

tensión nominal y la impedancia característica de la línea:

QS

QL QC

QR

Sist. Tx

PS PR


Donde:

: Tensión nominal expresada en [kV].

: Impedancia característica de la línea expresado en [Ω].

La impedancia característica de la línea es obtenida a partir de la siguiente expresión:

Donde:

: Inductancia de la línea, expresada en [H].

: Capacitancia de la línea, expresada en [F].

8.4.2 Criterio de Análisis.

El efecto capacitivo o inductivo que poseen las lineas de transmisión, como consecuencia de

la susceptancia capacitiva y reactancia inductiva, impacta en la tensión de la barras del

sistema de transmisión, en particular sobre aquellas conectadas a los extremos de la línea.

Si se considera una carga conectada en el extremo receptor con factor de potencia unitario,

se concluye lo siguiente:

Si la carga efectiva de la línea es menor que el SIL, la tensión de la barra en el extremo

receptor tiende a aumentar en relación a la tensión del extremo emisor (efecto

capacitivo).

Si la carga efectiva de la línea es mayor que el SIL, la tensión de la barra en el extremo

receptor tiene a disminuir en relación a la tensión del extremo emisor (efecto inductivo).

Si la carga efectiva de la línea es igual al SIL, la tensión de la barra en el extremo

receptor es igual a la tensión del extremo emisor..

En el presente estudio se determina el efecto capacitivo o inductivo de las líneas de

transmisión en 220 kV que presenten una configuración de dos (2) circuitos paralelos, de

acuerdo al nivel de potencia que transite por ellas. De esta manera, se verifican los efectos

en el nivel de tensión de las barras de conexión. Esto se lleva a cabo para una operación

normal (criterio N) y frente a la salida de uno de los circuitos paralelos (criterio N-1):


Criterio N

Criterio N-1

Finalmente, el criterio de análisis que permita verificar el comportamiento de la línea de

transmisión como inductor o condensador frente al sistema de transmisión, se presenta en la

Tabla 7.

QS

QL QC

QR

Sist. Tx

PS PR

Q’S

QL QC

QR

Sist. Tx

P’S PR


Tabla 7. Criterio para evaluar el efecto capacitivo o inductivo de las líneas de

transmisión a través del SIL, considerando criterio N y N-1.


Se entiende que la línea de transmisión

se comporta como un condensador

(entrega potencia reactiva al sistema) si

la potencia transmitida es igual o inferior

al 90% del valor del SIL.


no entrega ni absorbe potencia reactiva

al sistema si la potencia transmitida se

encuentra en un rango ubicado entre el

90% y el 110% del valor del SIL.


se comporta como un inductor (absorbe

potencia reactiva del sistema) si la

potencia transmitida es igual o superior

al 110% del valor del SIL.

El análisis de los resultados obtenidos para el cálculo del SIL sobre líneas de transmisión en

220 kV se encuentra en el Anexo E.

8.4.3 Análisis del cálculo

A través del cálculo del SIL en cada una de las líneas de transmisión en configuración de

dos (2) circuitos paralelos y de la potencia transmitida por cada una de ellas, se determina si

el enlace entrega o absorbe potencia reactiva al sistema.

Las líneas consideradas en el presente análisis están definidas en la sección 7.6.2.

A continuación se presentan los resultados generales del comportamiento de las líneas de

transmisión como fuente o sumidero de reactivos con el sistema, para una condición de

operación normal (criterio N) y para una condición tras la salida de uno de los circuitos


paralelos (criterio N-1), utilizando los criterios definidos en la Tabla 7. En este caso se

considera el escenario de mayor exigencia, es decir, aquel que redunda en una mayor

cantidad de líneas de transmisión de doble circuito operando como sumideros de potencia

reactiva, esto es, el escenario de despacho económico sin ERNC.

Año 2015

Se observa que para un escenario de despacho económico sin ERNC con interconexión

SADI, nueve (9) tramos de línea (cercano al 25% del total de líneas analizadas) presentan

un comportamiento como sumidero de reactivos provenientes del resto del sistema en

condición normal de operación, lo cual se incrementa fuertemente operando con criterio N-1

(alcanzando casi un 50% del total de líneas analizadas). Los tramos que presentan un mayor

consumo de reactivos son los siguientes:

a) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°1: Central Tocopilla-El Loa 6A

(20,5 MVAr absorbidos desde el sistema en operación N).

b) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°1: El Loa 6A-Crucero


c) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°2: Central Tocopilla-El Loa 7A

(21,5 MVAr absorbidos desde el sistema).

3177%

00%

923%

Cargabilidad Líneas de Transmisión N


Aporta Q Mantiene Q Absorbe Q

2152%

00%

1948%

Cargabilidad Líneas de Transmisión N-1




d) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°2: El Loa 7A-Crucero

(2,3 MVAr absorbidos desde el sistema).


Se observa que para un escenario de despacho económico sin ERNC con interconexión

SADI, diez (10) tramos de línea (cercano al 20% del total de líneas analizadas) presentan un

comportamiento como sumidero de reactivos provenientes del resto del sistema en condición

normal de operación, lo cual se incrementa fuertemente operando con criterio N-1

(superando el 50% de las líneas analizadas). Los tramos que presentan un mayor consumo

de reactivos son los siguientes:





c) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°2: Central Tocopilla-El Loa 7ª




4481%

00%

1019%




2648%

00%

2852%






Se observa que para un escenario de despacho económico sin ERNC ni interconexión SADI,

doce (12) tramos de línea (cercano al 20% del total de líneas analizadas) presentan un

comportamiento como sumidero de reactivos provenientes del resto del sistema en condición

normal de operación, lo cual se incrementa fuertemente operando con criterio N-1

(alcanzando casi un 50% de las instalaciones analizadas). Los tramos que presentan un

mayor consumo de reactivos son los siguientes:





c) Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero Circuito N°2: Central Tocopilla-El Loa 7ª




4278%

00%

1222%




2852%

00%

2648%





Conclusión

Del análisis de SIL sobre líneas de doble circuito se observa que la Línea 2x220 kV Central

Tocopilla-Crucero absorbe reactivos desde el sistema para todos los escenarios de

operación analizados, alcanzando a absorber entre 36,7 MVAr y 47,5 MVAr, lo que equivale

a un monto promedio de un banco de condensadores (BBCC).

En la Figura 6 se presentan la Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero mencionada, y el

subsistema de transmisión en la cual está conectada. Se observa la existencia de un anillo

en 220 kV y en 110 kV entre las subestaciones Central Tocopilla y Crucero, y entre las

subestaciones Central Tocopilla, Salar/Chuquicamata y Crucero, respectivamente. Lo

anterior es relevante, ya que la existencia de varios transformadores 220/110 kV y del

sistema de transmisión en 110 kV provoca que la potencia reactiva generada por las

unidades generadoras de la subestación Central Tocopilla circule principalmente por dichas

instalaciones y no necesariamente por el sistema de transmisión en 220 kV, razón por la

cual se evidencia un alto consumo de reactivos desde Central Tocopilla y Crucero en

dirección al enlace de ambas subestaciones en 220 kV.


Figura 6. Sistema de transmisión en anillo Tocopilla-Crucero-Chuquicamata-Salar.

Por otra parte, en la Figura 7 y en la Figura 8 se presenta la curva característica de potencia

reactiva en función de la potencia activa circulante en los dos (2) circuitos de la Línea 2x220

kV Tocopilla-Crucero. Al respecto se verifica que frente a transferencias de potencia activa

mayores al SIL, esto es 124 MW, la potencia reactiva consumida por la línea aumenta

proporcionalmente.

Cuando por el circuito N°1 de la Línea 2x220 kV Tocopilla-Crucero circulan alrededor de

230 MW, ésta llega a absorber 20 MVAr aproximadamente, situación que ocurre de forma

similar en el circuito N°2.

Finalmente, se concluye que el anillo Central Tocopilla-Crucero-Chuquicamata/Salar en

220 kV y 110 kV es un sumidero de potencia reactiva, demandada principalmente por líneas

de transmisión operando sobre su SIL, existencia de múltiples transformadores con relación

220 kV a 110 kV y cargas propias en dichas faenas, motivo por el cual se debe monitorear el

Tocopilla 220

U14 U15 TG3 U16

Tocopilla 110

U10 U11 U12 U13 TG1 TG2

Tamaya 110

Salar 110

Km-6 110A 110

Chuquicamata220

Salar 220

Chuquicamata 110

Crucero 220

Tap Off El Loa

Tamaya Diesel


consumo de potencia reactiva de la zona bajo análisis, la cual podría requerir compensación

reactiva en caso que la subestación Crucero comience a demandar mayor cantidad de

potencia reactiva, como por ejemplo, la operación con CTTAR fuera de servicio, momento en

el cual las redes al norte de subestación Crucero demandan una mayor proporción de

potencia reactiva proveniente de dicha subestación.

Figura 7. Curva característica de potencia activa y reactiva, Línea 2x220 kV Central

Tocopilla-Crucero, circuito N°1.

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

0 50 100 150 200 250 300

Mv

ar

Ab

so

rbid

os

(-)

/In

ye

cta

do

s (

+)

MW Transferidos

Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero circuito N 1

SIL


Figura 8. Curva característica de potencia activa y reactiva, Línea 2x220 kV Central

Tocopilla-Crucero, circuito N°2.

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

0 50 100 150 200 250 300

Mv

ar

Ab

so

rbid

os

(-)

/In

ye

cta

do

s (

+)

MW Transferidos

Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero circuito N 2

SIL


9 ESTUDIO DE INTEGRIDAD EN RÉGIMEN DINÁMICO DE LAS INSTALACIONES DEL

SING EN 220 KV

9.1 CÁLCULO DEL TIEMPO MÁXIMO DE DESPEJE DE FALLA (TMDF).

Para el cálculo del TMDF se realiza un análisis en régimen transitorio sobre las variables

eléctricas del sistema de transmisión del SING, tras la ocurrencia de una contingencia de

severidad 4 al 10% y 90% de longitud de las líneas de transmisión en 220 kV que evacúen

directamente potencia desde las centrales generadoras y/o que pertenezcan al STT, las

cuales fueron definidas en la sección 7.6.3.

Por otro lado, dado el requerimiento establecido en el Art. 5-45 de la NT de SyCS, se

considera como caso más severo, un tiempo de operación instantáneo (TOI) equivalente al

máximo establecido por dicho articulo, para instalaciones sobre 200 kV, es decir, de 120 ms.

A su vez, para tiempo de operación en respaldo (TOR), se consideran 480 ms, que

corresponden al retardo más comúnmente utilizado como ajuste para coordinación de

protecciones de respaldo de zona 2 más 80 ms, como tiempo total.

Tanto el TOI como el TOR consideran los retardos empíricos promedios, asociados a la

medición del relé de protección, al aclaramiento de interruptor, y al tiempo asociado al envío

de la señal de desenganche por los circuitos de control respectivos.

Se consideran dos (2) situaciones para el cálculo del TMDF:

Situación N°1: Falla de severidad 4 en líneas sin apertura de interruptores.

La contingencia no es despejada, y se mantiene en la línea hasta el momento en el cual una

primera unidad generadora despachada pierda el sincronismo.

De esta forma, se determinan aquellas líneas que posean tiempos de despeje de falla

críticos.

Situación N°2: Falla de severidad 4 en líneas con apertura del interruptor cercano a la

falla.

La contingencia es despejada en tiempo TOI mediante la apertura del interruptor de poder

ubicado en el extremo que se encuentra al 10% del cortocircuito, sin embargo, la falla

continua alimentada desde el extremo opuesto de la línea hasta el momento en el cual una

primera unidad generadora despachada pierda el sincronismo.


De esta forma, se determinan aquellas líneas que requieran de un sistema de teleprotección

que cumpla con los más altos estándares de calidad, garantizando la apertura de ambos

extremos tras la ocurrencia de una falla interna.

9.1.1 Procedimiento de cálculo

El cálculo del TMDF en líneas de transmisión se lleva a cabo a través de un proceso iterativo

que considera el desarrollo de los siguientes puntos en forma secuencial:

1. Determinar la línea de transmisión en 220 kV sobre la cual se determina el TMDF.

2. Aplicar una contingencia de severidad 4 sobre la línea determinada en el punto 1, al

10% y al 90% de su longitud, respectivamente.

3. Abrir el interruptor asociado al paño de línea más cercano al punto de falla, es decir,

ubicado al 10% de la longitud de la línea analizada, en tiempo TOI. Este punto sólo

aplica para la Situación N°2.

4. Obtener el tiempo “T” que transcurre desde que se aplica la contingencia de

severidad 4 en la línea hasta que se verifica la primera pérdida de sincronismo de

alguna unidad generadora. Se debe verificar que la primera unidad que pierde

sincronismo se encuentre despachada de acuerdo a su potencia máxima de

generación, en caso contrario, se debe corregir su generación.

5. Se define el tiempo de aclaramiento o despeje de la falla como el tiempo “T”

obtenido en el punto 4.

6. Comienza el proceso iterativo. Se realiza nuevamente una simulación dinámica,

aplicando una contingencia de severidad 4 sobre la línea determinada en el punto 1

con un tiempo de aclaramiento igual al definido en el punto 5, menos 10 [ms].

7. Se verifica si la unidad generadora sigue perdiendo el sincronismo: en caso positivo,

se reduce el tiempo de aclaramiento en 10 [ms] y se vuelve a simular, y en caso

negativo, se define el TMDF como el tiempo de aclaramiento simulado en este

punto, más 10 [ms].

En la Figura 6 se presenta la representación gráfica del proceso interativo para el cálculo del

TMDF descrito.


Figura 9. Proceso de cálculo del TMDF.

Selección de LT para el cálculo de la contingencia severidad 4.

Contingencia severidad 4, al 10% ó 90% de la impedancia de la

línea.

Pérdida de sincronismo de la unidad generadora a los “T”

segundos. Se define Tiempo de aclaramiento de la falla Taf=T.

¿La unidades continuan perdiendo sincronismo?

Tiempo de aclaramiento de la falla Taf=Taf-0.01s

Sí

No

Tiempo máximo de despeje de falla en el cual se verifica la pérdida de sincronismo = Taf+0.01

Simular contingencia severidad 4 , con aclaramiento de la falla

a los Taf segundos.


Se calcula la relación entre el tiempo efectivo de pérdida de sincronismo sin la operación de

protecciones sobre la línea fallada, y el TMDF de la Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro y la

Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas para el año 2015. Con ello se define una constante que

permite obtener los TMDF de las líneas analizadas, conociendo solamente el tiempo que

demora una unidad en perder el sincronismo si las protecciones asociadas a la línea fallada

no operan.


Topología 1 – Año 2015

Obtención del factor de relación entre pérdida de sincronismo y TMDF

Se ha calculado en primera instancia el TMDF frente a la ocurrencia de una contingencia de

severidad 4 en las siguientes líneas de transmisión, pertenecientes al STT y que además

evacúan potencia desde centrales generadoras: Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro y Línea

2x220 kV Tarapacá-Lagunas.

Para ello, se han considerado los siguientes escenarios 1, 5 y 6 de la Topología 1 (ver

sección 7.4), cuyos resultados se presentan a continuación.

Escenario 1

Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, contingencia al 10% del extremo Atacama:

Posee un TMDF de 1,30 [s].


Figura 10. Contingencia en un circuito de la Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, al

10% de subestación Atacama, sin despeje de falla por protecciones.


10% de subestación Atacama, con despeje a los 1,29 [s].

4,9963,7972,5981,3990,199-1,000 [s]

300,00

200,00

100,00

0,00

-100,00

-200,00

ANG 1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg


CTA: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

CTH: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

rw CT CTTAR: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

rw EA U16: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

rw ED CTM3-TG: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

rw ED CTM3-TV: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

rw GA TG1A: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

rw GA TG1B: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

rw GA TG2A: c:f irel

rw GA TG2B: c:f irel

rw GA TV1C: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

rw GA TV2C: c:f irel

rw NG NTO1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg


xrw EA U12: c:f irel

xrw EA U13: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg



xrw ED CTM1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg


Tamaya 1-10: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

1.616 s179.494 deg

03 Angulos

Date: 8/13/2014

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T

4,9963,7972,5981,3990,199-1,000 [s]

300,00

200,00

100,00

0,00

-100,00

-200,00
























1.606 s133.986 deg

X = 1,290 s

03 Angulos

Date: 8/13/2014

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



10% de subestación Atacama, con despeje a los 1,30 [s].

Las formas de onda de los ángulos rotóricos para el resto de las contingencias se presentan

en el Anexo F.

Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro, contingencia al 10% del extremo Encuentro:


Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas, contingencia al 10% del extremo Tarapacá:


Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas, contingencia al 10% del extremo Lagunas:


Escenario 5


Ninguna unidad generadora pierde sincronismo.



4,9963,7972,5981,3990,199-1,000 [s]

300,00

200,00

100,00

0,00

-100,00

-200,00
























X = 1,300 s

2.126 s179.107 deg

03 Angulos

Date: 8/13/2014

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T






Escenario 6


Ninguna unidad generadora pierde sincronismo.







1408-UIS-ITE-V1/CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 122

En la Tabla 8 se presenta un resumen de los resultados obtenidos para obtener el factor de relación entre el tiempo de pérdida de

sincronismo de la primera unidad y el TMDF.

Se destacan aquellos TMDF inferiores al TOR, definido al inicio del presente Capítulo.

Tabla 8. Obtención de factor pérdida de sincronismo / TMDF – Cálculo del TMDF.

Finalmente, a partir de los datos presentados en la Tabla 8 se calcula un factor que relaciona el TMDF en función del tiempo de pérdida de

sincronismo, el cual es obtenido como el promedio aritmético del cuociente entre el tiempo de pérdida de sincronismo de la primera unidad

y el TMDF para cada uno de los resultados expuestos, cuyo resultado es igual a 61,3%. Este valor es considerado en el resto de las

simulaciones del TMDF, es decir, a partir del tiempo de pérdida de sincronismo de la primera unidad generadora multiplicado por el factor

0,613, se obtiene el TMDF.

Pérdida de

sincronismoTMDF

10% SE Atacama 1,616 1,300 TV1C

10% SE Encuentro 1,348 1,000 CTTAR

10% SE Tarapacá 0,691 0,340 CTTAR

10% SE Lagunas 0,739 0,390 CTTAR

10% SE Atacama - - -

10% SE Encuentro 3,073 1,300 U15



10% SE Atacama - - -

10% SE Encuentro 2,454 2,090 CTTAR



Atacama-Encuentro C1



Tarapacá-Lagunas C1



44

-70

-70

2

35

60

0

0

140

140

140

0

300

379

Flujo

Tarapacá-

Lagunas C1

[MVA]

Líneas con contingencia

de severidad 4

Ubicación de la

contingencia de

severidad 4

Unidad que

pierde

sincronismo

Tiempos de operación [s]

2015

1

5

6

310

Año Escenario

Generación

GasAtacam

a [MW]

Generación

Tarapacá

[MW]

Generación

ERNC [MW]

Flujo

Atacama-

Encuentro C1

[MVA]


Además, en la Tabla 8 se observa que los menores TMDF ocurren para los escenarios que

consideran un despacho generador convencional mayor (sin generación ERNC), motivo por

el cual los resultados del cálculo de TMDF que se realizan a continuación consideran un

escenario de despacho económico sin generación ERNC al ser el caso más severo.

Resumen de resultados

En la Tabla 9 y en la Tabla 10 se presentan las siguientes variables en función de la línea

sobre la cual se realiza la contingencia de severidad 4, la ubicación de ésta y si considera o

no la apertura del interruptor cercano a la falla, considerando un escenario de despacho

económico sin ERNC ni interconexión SADI:

Tiempo que transcurre entre la aplicación de la contingencia y la pérdida de

sincronismo de la primera unidad generadora de potencia relevante en el sistema.

TMDF calculado mediante el uso del factor de relación entre el tiempo de pérdida de

sincronismo y el TMDF, definido en el punto anterior.

Primera unidad de potencia relevante que pierde sincronismo.


Tabla 9. Resumen de resultados 1 del cálculo del TMDF – Topología 1 y Escenario 01.

N° Línea Ubicación falla Tipo de apertura Pérd. sinc. [s] TMDF [s] Unidad

1 Norgener-Crucero 1 Extremo Norgener Sin apertura 0,623 0,382 NTO1

2 Norgener-Crucero 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,783 0,480 NTO1

3 Norgener-Crucero 1 Extremo Norgener Extremo fallado - - -

4 Norgener-Crucero 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -

5 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Tocopilla Sin apertura 1,756 1,076 CTTAR

6 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Crucero Sin apertura 1,380 0,846 CTTAR

7 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Tocopilla Extremo fallado - - -

8 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -

9 Atacama-Domeyko 1 Extremo Atacama Sin apertura - - -

10 Atacama-Domeyko 1 Extremo Domeyko Sin apertura - - -

11 Atacama-Domeyko 1 Extremo Atacama Extremo fallado - - -

12 Atacama-Domeyko 1 Extremo Domeyko Extremo fallado - - -

13 Atacama-Esmeralda Extremo Atacama Sin apertura 1,462 0,896 TV1C

14 Atacama-Esmeralda Extremo Esmeralda Sin apertura - - -

15 Atacama-Esmeralda Extremo Atacama Extremo fallado - - -

16 Atacama-Esmeralda Extremo Esmeralda Extremo fallado - - -

17 Chacaya-Crucero Extremo Chacaya Sin apertura 1,974 1,210 CTM2

18 Chacaya-Crucero Extremo Crucero Sin apertura 1,513 0,927 CTTAR

19 Chacaya-Crucero Extremo Chacaya Extremo fallado - - -

20 Chacaya-Crucero Extremo Crucero Extremo fallado - - -

21 Chacaya-El Cobre Extremo Chacaya Sin apertura 1,184 0,726 CTM3-TV

22 Chacaya-El Cobre Extremo El Cobre Sin apertura - - -

23 Chacaya-El Cobre Extremo Chacaya Extremo fallado - - -

24 Chacaya-El Cobre Extremo El Cobre Extremo fallado - - -

25 Chacaya-Mejillones Extremo Chacaya Sin apertura 0,677 0,415 CTM3-TV

26 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Sin apertura 0,717 0,440 CTM3-TV

27 Chacaya-Mejillones Extremo Chacaya Extremo fallado - - -

28 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Extremo fallado 0,693 0,425 CTM3-TV


Tabla 10. Resumen de resultados 2 del cálculo del TMDF – Topología 1 y Escenario 01.

Aquellos TMDF inferiores al TOR ms se destacan en color rojo, pues en general son

inferiores a los tiempos de actuación de gran parte de las protecciones de respaldo más

rápidas, es decir, a la Zona 2 de las protecciones de distancia que están ajustadas

mayoritariamente en 400 ms.

A continuación se realiza un resumen de los resultados relevantes al 2015:

Línea 2x220 kV Norgener-Crucero: Se requiere que cuente con un doble sistema de

comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues

posee un TMDF inferior al TOR. El sistema de teleprotecciones debe dar


29 Chacaya-Molycop Extremo Chacaya Sin apertura 0,675 0,414 CTM3-TV

30 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Sin apertura 0,705 0,432 CTM3-TV

31 Chacaya-Molycop Extremo Chacaya Extremo fallado - - -

32 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Extremo fallado 0,705 0,432 CTM3-TV

33 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Chacaya Sin apertura 0,912 0,559 CTM3-TV

34 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Mantos Blancos Sin apertura - - -

35 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Chacaya Extremo fallado - - -

36 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Mantos Blancos Extremo fallado - - -

37 Angamos-Laberinto 1 Extremo Angamos Sin apertura 0,853 0,523 ANG2

38 Angamos-Laberinto 1 Extremo Laberinto Sin apertura - - -

39 Angamos-Laberinto 1 Extremo Angamos Extremo fallado - - -

40 Angamos-Laberinto 1 Extremo Laberinto Extremo fallado - - -

41 Tarapacá-Cóndores Extremo Tarapacá Sin apertura 0,721 0,442 CTTAR

42 Tarapacá-Cóndores Extremo Cóndores Sin apertura 1,108 0,679 CTTAR

43 Tarapacá-Cóndores Extremo Tarapacá Extremo fallado - - -

44 Tarapacá-Cóndores Extremo Cóndores Extremo fallado - - -

45 Atacama-Encuentro 1 Extremo Atacama Sin apertura 1,617 0,991 TV1C

46 Atacama-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 1,348 0,826 CTTAR

47 Atacama-Encuentro 1 Extremo Atacama Extremo fallado - - -

48 Atacama-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado - - -

49 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,595 0,365 NTO1

50 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 0,609 0,373 NTO1

51 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Extremo fallado 0,662 0,406 NTO1

52 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado 0,627 0,384 NTO1

53 Crucero-Lagunas 1 Extremo Crucero Sin apertura 1,211 0,742 CTTAR

54 Crucero-Lagunas 1 Extremo Lagunas Sin apertura 0,831 0,509 CTTAR

55 Crucero-Lagunas 1 Extremo Crucero Extremo fallado - - -

56 Crucero-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado - - -

57 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Tarapacá Sin apertura 0,691 0,424 CTTAR

58 Tarapacá-Lagunas 1 Extermo Lagunas Sin apertura 0,739 0,453 CTTAR

59 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Tarapacá Extremo fallado 1,079 0,661 CTTAR

60 Tarapacá-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado 0,921 0,565 CTTAR


cumplimiento al Art. 3-23 de la NT de SyCS, es decir, contar con una disponibilidad

del 99,95%.

Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones: Se requiere que cuente con un doble sistema

de comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente,

pues posee un TMDF inferior al TOR. Además, se requiere que el sistema de

teleprotecciones sean diseñado de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60834-12,

y cuente con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla

debe operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades

generadoras.

Línea 1x220 kV Chacaya-Molycop: Se requiere que cuente con un doble sistema de


posee un TMDF inferior al TOR. Además, se requiere que el sistema de

teleprotecciones sean diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60834-1,



generadoras.

Línea 2x220 kV Tarapacá-Cóndores: Se requiere que cuente con un doble sistema


pues posee un TMDF inferior al TOR. El sistema de teleprotecciones debe dar


del 99,95%.

Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro: Se requiere que cuente con un doble sistema de






generadoras.

2 Revisar Guía Técnica: “Criterios de coordinación y ajuste de protecciones para

instalaciones sobre 200 kV”, disponible en el sitio web del CDEC-SING, sección Normativa /

Guías Técnicas CDEC-SING


Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas: Se requiere que cuente con un doble sistema de




del 99,95%.


Topología 2.1 – Año 2017


En la Tabla 11 y en la Tabla 12 se presenta el resumen de resultados asociado al cálculo del

TMDF para la Topología 2.1 de operación, considerando un escenario de despacho

económico sin ERNC ni interconexión con SADI.

Tabla 11. Resumen de resultados 1 del cálculo del TMDF – Topología 2.1 y Escenario 01.


1 Norgener-Crucero 1 Extremo Norgener Sin apertura 0,599 0,367 U13

2 Norgener-Crucero 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,753 0,462 U13



5 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Tocopilla Sin apertura - - -








13 Atacama-Esmeralda Extremo Atacama Sin apertura - - -




17 Chacaya-Crucero Extremo Chacaya Sin apertura - - -




21 Chacaya-El Cobre Extremo Chacaya Sin apertura - - -




25 Chacaya-Mejillones Extremo Chacaya Sin apertura 0,879 0,539 CTM1

26 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Sin apertura 1,002 0,614 CTM1


28 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Extremo fallado 1,015 0,622 CTM1

29 Chacaya-Molycop Extremo Chacaya Sin apertura 0,874 0,536 CTM1

30 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Sin apertura 0,973 0,596 CTM1


32 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Extremo fallado 0,973 0,596 CTM1

33 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Chacaya Sin apertura - - -








38 Tarapacá-Cóndores Extremo Cóndores Sin apertura 1,449 0,888 Cavancha



41 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,478 0,293 U14

42 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 0,477 0,292 U14

43 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Extremo fallado 0,475 0,291 U14

44 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado 0,480 0,294 U14









53 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kelar Sin apertura 1,699 1,041 TV1C

54 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kapatur Sin apertura 1,182 0,725 CTM1

55 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kelar Extremo fallado - - -

56 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kapatur Extremo fallado - - -

57 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Cochrane Sin apertura 0,732 0,449 Cochrane 1

58 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 1,393 0,854 CTTAR

59 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Cochrane Extremo fallado - - -

60 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado - - -

61 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Encuentro Sin apertura 1,494 0,916 CTTAR

62 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Lagunas Sin apertura 1,024 0,628 CTTAR

63 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Encuentro Extremo fallado - - -

64 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado - - -

65 Atacama-Kapatur 1 Extremo Atacama Sin apertura 2,439 1,495 Kelar TV1C

66 Atacama-Kapatur 1 Extremo Kapatur Sin apertura 1,173 0,719 CTM1

67 Atacama-Kapatur 1 Extremo Atacama Extremo fallado - - -

68 Atacama-Kapatur 1 Extremo Kapatur Extremo fallado - - -

69 Angamos-Laberinto 1 Extremo Angamos Sin apertura 0,795 0,487 ANG2

70 Angamos-Laberinto 1 Extremo Laberinto Sin apertura - - -

71 Angamos-Laberinto 1 Extremo Angamos Extremo fallado - - -

72 Angamos-Laberinto 1 Extremo Laberinto Extremo fallado - - -

73 Chacaya-Kapatur 1 Extremo Chacaya Sin apertura 0,930 0,570 CTM1

74 Chacaya-Kapatur 1 Extremo Kapatur Sin apertura 1,072 0,657 CTM1

75 Chacaya-Kapatur 1 Extremo Chacaya Extremo fallado - - -

76 Chacaya-Kapatur 1 Extremo Kapatur Extremo fallado - - -


A continuación se realiza un resumen de los resultados relevantes al 2017, considerando la

interconexión de las subestaciones Chacaya, Kapatur y Atacama:





del 99,95%.







generadoras.

Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro: Se requiere que cuente con un doble sistema


pues posee un TMDF inferior al TOR. El sistema de teleprotecciones debe dar


del 99,95%.


Topología 2.2 – Año 2017


En la Tabla 13 y en la Tabla 14 se presenta el resumen de resultados asociado al cálculo del

TMDF para la Topología 2.1 de operación, considerando un escenario de despacho

económico sin ERNC ni interconexión con SADI.



1 Norgener-Crucero 1 Extremo Norgener Sin apertura 0,631 0,387 U12

2 Norgener-Crucero 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,785 0,481 NTO1



5 Tocopilla-Crucero 1 Extremo Tocopilla Sin apertura - - -








13 Atacama-Esmeralda Extremo Atacama Sin apertura - - -




17 Chacaya-Crucero Extremo Chacaya Sin apertura - - -




21 Chacaya-El Cobre Extremo Chacaya Sin apertura - - -




25 Chacaya-Mejillones Extremo Chacaya Sin apertura 0,746 0,457 CTA

26 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Sin apertura 0,791 0,485 CTA


28 Chacaya-Mejillones Extremo Mejillones Extremo fallado 0,716 0,439 CTA

29 Chacaya-Molycop Extremo Chacaya Sin apertura 0,741 0,454 CTA

30 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Sin apertura 0,781 0,479 CTA


32 Chacaya-Molycop Extremo Molycop Extremo fallado 0,781 0,479 CTA

33 Chacaya-Mantos Blancos Extremo Chacaya Sin apertura 1,216 0,745 CTM2








38 Tarapacá-Cóndores Extremo Cóndores Sin apertura 1,421 0,871 Cavancha



41 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Sin apertura 0,481 0,295 U14

42 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 0,481 0,295 U14

43 Crucero-Encuentro 1 Extremo Crucero Extremo fallado 0,482 0,295 U14

44 Crucero-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado 0,478 0,293 U14









53 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kelar Sin apertura 0,864 0,530 ANG2

54 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kapatur Sin apertura 0,814 0,499 ANG2

55 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kelar Extremo fallado - - -

56 Kelar-Kapatur 1 Extremo Kapatur Extremo fallado 2,425 1,487 Kelar TV1C

57 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Cochrane Sin apertura 0,724 0,444 Cochrane 1

58 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Encuentro Sin apertura 1,343 0,823 CTTAR

59 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Cochrane Extremo fallado - - -

60 Cochrane-Encuentro 1 Extremo Encuentro Extremo fallado - - -

61 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Encuentro Sin apertura 1,443 0,885 CTTAR

62 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Lagunas Sin apertura 1,021 0,626 CTTAR

63 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Encuentro Extremo fallado - - -

64 Encuentro-Lagunas 1 Extremo Lagunas Extremo fallado - - -

65 Angamos-Kapatur 1 Extremo Angamos Sin apertura 0,744 0,456 ANG2

66 Angamos-Kapatur 1 Extremo Kapatur Sin apertura 0,789 0,484 ANG2

67 Angamos-Kapatur 1 Extremo Angamos Extremo fallado 1,509 0,925 ANG1

68 Angamos-Kapatur 1 Extremo Kapatur Extremo fallado 1,239 0,760 ANG2

69 Atacama-Miraje 1 Extremo Atacama Sin apertura - - -

70 Atacama-Miraje 1 Extremo Miraje Sin apertura 2,123 1,301 CTTAR

71 Atacama-Miraje 1 Extremo Atacama Extremo fallado - - -

72 Atacama-Miraje 1 Extremo Miraje Extremo fallado - - -


A continuación se realiza un resumen de los resultados relevantes al 2017, considerando la

interconexión de las subestaciones Chacaya, Kapatur y Atacama:





del 99,95%.

Línea 2x220 kV Tocopilla-Crucero: Se requiere que cuente con un doble sistema de




del 99,95%.

Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones: Se requiere que cuente con un doble sistema






generadoras.







generadoras.

Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro: Se requiere que cuente con un doble sistema






generadoras.


9.2 ANÁLISIS DE CONTINGENCIA DE SEVERIDAD 9.

Este análisis tiene por objeto analizar el comportamiento del sistema eléctrico tras la

ocurrencia de una contingencia de severidad 9, verificando a su vez el cumplimiento del Art.

3-24 de la NT de SyCS, es decir, comprobar que dicha contingencia no se propague al resto

del sistema si se utilizan los Recursos Generales de Control de Contingencias. Bajo este

contexto, a través de simulaciones dinámicas se realizan contingencias de severidad 9 sobre

todas las secciones de barra de subestaciones que pertenezcan al STT y adicionales de

interés, con su posterior despeje, considerando los siguientes puntos:

La protección diferencial de barra (87B) despeja la falla, aislando la sección de barra

sobre la cual se realizó la contingencia de severidad 9, considerando un tiempo de

despeje instantáneo severo TOI definido al inicio del Capítulo 9.

Una vez despejada la falla a través de la 87B, se envía una señal de Transferencia de

Desenganche Directo (TDD) a los interruptores de los extremos remotos de los paños de

líneas incidentes a la sección de barra aislada.

Se verifica que la recuperación dinámica del sistema, una vez despejada la falla, cumpla

con los estándares definidos en la NT de SyCS, resumidos en la sección 7.9 del presente

documento, utilizando solamente los Recursos Generales de Control de Contingencias,

es decir, sin considerar los Recursos Adicionales de Control de Contingencias.

El detalle de los resultados obtenidos se encuentran en el Anexo F.

Se analiza el comportamiento del sistema tras la ocurrencia de una falla de severidad 9 en

cada una de las nueve (9) barras de subestaciones pertenecientes al STT y adicionales de

interés, éstas son:

Barras pertenecientes al STT actual:

Subestación Atacama: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Encuentro: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Crucero: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Lagunas: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Tarapacá: Barra Principal 1.



Subestación Pozo Almonte: Barra Principal 1.

Subestación Domeyko: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Escondida: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Sulfuros: Barra Principal 1.

Subestación Nueva Zaldívar: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Laberinto: Barra Principal A y Barra Principal B.

Subestación El Cobre: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación Zaldívar: Barra Principal 1 y Barra Principal 2.

Subestación O’Higgins: Barra Principal 1 (sólo para Topología 1).


Año 2015

Se han evaluado los escenarios 1, 5 y 6 (ver sección 7.4): despacho económico sin ERNC,

despacho económico con ERNC eólico y fotovoltaico, y despacho económico con ERNC

fotovoltaico, respectivamente. Ello por ser los de mayor incidencia para los análisis

realizados.

Los resultados se presentan en tablas para cada una de las barras sobre las cuales se

realiza el cálculo de severidad 9, indicando situaciones relevantes en cada una de las

siguientes variables monitoreadas:

Tensiones del sistema en barras de 220 kV.

Frecuencia de la red.

Estado de los consumos del sistema.

Ángulos rotóricos y sobrecargas en elementos serie (líneas de transmisión y

transformadores de poder conectados a 220 kV).

Estado de las unidades generadoras del sistema.


Barras pertenecientes al STT

Barra:

Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos / Sobrecarga Generación

1 -

Frecuencia mínima

alcanza los 48,9 Hz.

Se activan dos

escalones del EDAC.

Desconexión de 140

MW de consumos

conectados a la barra y

asociados al EDAC.

-

Desconexión de 310

MW de generación (CC1

de GasAtacama).

5 - -

Desconexión de 50 MW

de consumo

conectados a la barra

(Antucoya).

- -

6 - -


de consumo


(Antucoya).

- -

Escenario

Topología 1

ATACAMA BARRA 1

Barra:


1 - -

Desconexión de 100

MW de consumos

regulados de la ciudad

de Antofagasta (S/E

Esmeralda)

- -

5 - -

Desconexión de 100

MW de consumos


de Antofagasta (S/E

Esmeralda)

- -

6 - -

Desconexión de 100

MW de consumos


de Antofagasta (S/E

Esmeralda)

- -

Escenario

Topología 1

ATACAMA BARRA 2


Barra:


1 - -

Desconexión de 120

MW de consumos


- -

5 - -

Desconexión de 120

MW de consumos


- -

6 - -

Desconexión de 120

MW de consumos


- -

Escenario

Topología 1

CRUCERO BARRA 1

Barra:


1 - -

Desconexión de 150

MW de consumos


- -

5 - -

Desconexión de 150

MW de consumos


- -

6 - -

Desconexión de 150

MW de consumos


- -

Escenario

Topología 1

CRUCERO BARRA 2

Barra:


1 - -

Desconexión de 200

MW de consumos


- -

5 - -

Desconexión de 200

MW de consumos


-Desconexión de 65 MW

de generación ERNC

6 - -

Desconexión de 200

MW de consumos


-

Desconexión de 120

MW de generación

ERNC

Escenario

Topología 1

ENCUENTRO BARRA 1


Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 1

ENCUENTRO BARRA 2

Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


-


de generación ERNC

conectados al norte de

S/E Pozo Almonte

6 - -


de consumos


-


de generación ERNC

conectados al norte de

S/E Pozo Almonte

Escenario

Topología 1

LAGUNAS BARRA 1

Barra:


1 - - - - -

5 - - - - -

6 - - - - -

Escenario

Topología 1

LAGUNAS BARRA 2


Barras adicionales de interés

Barra:


1 - -

Desconexión de 140

MW de consumos

regulados conectados a

la barra (SS/EE

Cóndores y Parinacota)

-

Desconexión de 140

MW de generación

(CTTAR).

5 - -

Desconexión de 140

MW de consumos


la barra (SS/EE


-

Desconexión de 140

MW de generación

(CTTAR).

6 - -

Desconexión de 140

MW de consumos


la barra (SS/EE


-

Desconexión de 140

MW de generación

(CTTAR).

Escenario

Topología 1

TARAPACÁ

Barra:


1 - -


de consumos libres y


la barra

- -

5




la barra

6




la barra

Escenario

Topología 1

POZO ALMONTE


Barra:


1 - -

Desconexión de 130

MW de consumos


- -

5 - -

Desconexión de 130

MW de consumos


- -

6 - -

Desconexión de 130

MW de consumos


- -

Escenario

Topología 1

DOMEYKO BARRA 1

Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 1

DOMEYKO BARRA 2

Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 1

ESCONDIDA BARRA 1


Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 1

ESCONDIDA BARRA 2

Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 1

SULFUROS

Barra:


1

Estado de emergencia

en zona sur cordillera.

SS/EE O'Higgins,

Domeyko, Zaldívar,

OGP1, etc

- -

Sobrecarga Mejillones-

O'Higgins (50%),

O'Higgins-Domeyko

(40%) y Chacaya-

Mejillones (20%)

-

5



SS/EE O'Higgins,

Domeyko, Zaldívar,

OGP1, etc

- -


O'Higgins (50%),

O'Higgins-Domeyko

(40%) y Chacaya-

Mejillones (20%)

-

6



SS/EE O'Higgins,

Domeyko, Zaldívar,

OGP1, etc

- -


O'Higgins (50%),

O'Higgins-Domeyko

(40%) y Chacaya-

Mejillones (20%)

-

Escenario

Topología 1

NUEVA ZALDÍVAR BARRA 1


Barra:


1



SS/EE O'Higgins,

Domeyko, Zaldívar,

OGP1, etc

- -


O'Higgins (50%),

O'Higgins-Domeyko

(40%) y Chacaya-

Mejillones (20%)

5



SS/EE O'Higgins,

Domeyko, Zaldívar,

OGP1, etc

- -


O'Higgins (50%),

O'Higgins-Domeyko

(40%) y Chacaya-

Mejillones (20%)

6



SS/EE O'Higgins,

Domeyko, Zaldívar,

OGP1, etc

- -


O'Higgins (50%),

O'Higgins-Domeyko

(40%) y Chacaya-

Mejillones (20%)

Escenario

Topología 1


Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 1

LABERINTO BARRA A

Barra:


1 - -

Desconexión de 105

MW de consumos


- -

5



SS/EE Laguna Seca

Domeyko, Escondida,

OGP1, etc

-

Desconexión de 120

MW de consumos



O'Higgins (10%)-

6



SS/EE Laguna Seca

Domeyko, Escondida,

OGP1, etc

-

Desconexión de 120

MW de consumos



O'Higgins (10%)-

Escenario

Topología 1

LABERINTO BARRA B


Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 1

EL COBRE BARRA 1

Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 1

EL COBRE BARRA 2

Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 1

O'HIGGINS


Barra:


1 - - - - -

5 - - - - -

6 - - - - -

Escenario

Topología 1

ZALDÍVAR BARRA 1

Barra:


1 - - - - -

5 - - - - -

6 - - - - -

Escenario

Topología 1

ZALDÍVAR BARRA 2



Se han considerado los siguientes escenarios 1, 5 y 6 (ver sección 7.4): despacho

económico sin ERNC, despacho económico con ERNC eólico y fotovoltaico, y despacho

económico con ERNC fotovoltaico, respectivamente. Ello por ser los de mayor incidencia

para los análisis realizados.


Barra:


1 - - - - -

5 - - - - -

6 - - - - -

Escenario

Topología 2.1

ATACAMA BARRA 1

Barra:


1 - -


de consumos regulados

de la ciudad de

Antofagasta.

- -

5 - -



de la ciudad de

Antofagasta.

- -

6 - -



de la ciudad de

Antofagasta.

- -

Escenario

Topología 2.1

ATACAMA BARRA 2


Barra:


1 - -

Desconexión de 111

MW de consumo

conectados a la barra.

- -

5 - -

Desconexión de 100

MW de consumo


- -

6 - -

Desconexión de 100

MW de consumos


- -

Escenario

Topología 2.1

CRUCERO BARRA 1

Barra:


1 - -

Desconexión de 133

MW de consumo


- -

5 - -

Desconexión de 100

MW de consumo


- -

6 - -

Desconexión de 183

MW de consumos


- -

Escenario

Topología 2.1

CRUCERO BARRA 2

Barra:


1 - -

Desconexión de 319

MW de consumo


- -

5 - -

Desconexión de 325

MW de consumo



de generación ERNC

6 - -

Desconexión de 323

MW de consumos


-

Desconexión de 105

MW de generación

ERNC

Escenario

Topología 2.1

ENCUENTRO BARRA 1


Barra:


1 - -


de consumo


- -

5 - -


de consumo


- -

6 - -


de consumo


- -

Escenario

Topología 2.1

ENCUENTRO BARRA 2

Barra:


1 - -

Desconexión de 200

MW de consumo


- -

5 - -

Desconexión de 193

MW de consumo


-

Desconexión de

generación ERNC

conectada al norte de

S/E Pozo Almonte

6 - -

Desconexión de 200

MW de consumos

conectados a S/E Pozo

Almonte.

-

Desconexión de

generación ERNC


S/E Pozo Almonte

Escenario

Topología 2.1

LAGUNAS BARRA 1

Barra:

Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos rotóricos Generación

1 - - - - -

5 - - - - -

6 - - - - -

Escenario

Topología 2.1

LAGUNAS BARRA 2


Barra adicionales de interés

Barra:


1 - -

Desconexión de 170

MW de consumos


de Arica e Iquique

(SS/EE Parinacota y

Cóndores)

-

Desconexión de 140

MW de generación

(unidad CTTAR).

5 - -

Desconexión de 170

MW de consumos


de Arica e Iquique

(SS/EE Parinacota y

Cóndores)

-

Desconexión de 140

MW de generación

(unidad CTTAR).

6 - -

Desconexión de 176

MW de consumos


de Arica e Iquique

(SS/EE Parinacota y

Cóndores)

-

Desconexión de 140

MW de generación

(unidad CTTAR).

Escenario

Topología 2.1

TARAPACÁ

Barra:


1 - -


de consumos


Almonte.

- -

5 - -


de consumos


Almonte.

-

Desconexión de

generación ERNC


S/E Pozo Almonte

6 - -


de consumos


Almonte.

-

Desconexión de

generación ERNC


S/E Pozo Almonte

Escenario

Topología 2.1

POZO ALMONTE


Barra:


1 - -

Desconexión de 113

MW de consumo


- -

5 - -

Desconexión de 110

MW de consumo


- -

6 - -

Desconexión de 108

MW de consumos


- -

Escenario

Topología 2.1

DOMEYKO BARRA 1

Barra:


1 - -


de consumo


- -

5 - -


de consumo


- -

6 - -


de consumo


- -

Escenario

Topología 2.1

DOMEYKO BARRA 2

Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumo


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 2.1

ESCONDIDA BARRA 1


Barra:


1 - -


de consumos


- -

5 - -


de consumos


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 2.1

ESCONDIDA BARRA 2

Barra:


1 - -


de consumo


- -

5 - -


de consumo


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 2.1

SULFUROS

Barra:


1



SS/EE Domeyko,

Escondida, Zaldívar,

Laguna Seca, OGP1, etc.

- - - -

5



SS/EE Domeyko,



- - - -

6



SS/EE Domeyko,



- - - -

Escenario

Topología 2.1



Barra:


1



SS/EE Domeyko,


Laguna Seca, OGP1,

Sulfuros, etc.

- - - -

5



SS/EE Domeyko,


Laguna Seca, OGP1,

Sulfuros, etc.

- - - -

6



SS/EE Domeyko,


Laguna Seca, OGP1,

Sulfuros, etc.

- - - -

Escenario

Topología 2.1


Barra:


1 - - - - -

5 - - - - -

6 - - - - -

Escenario

Topología 2.1

LABERINTO BARRA A

Barra:


1 - -

Desconexión de 114

MW de consumo


- -

5 - -

Desconexión de 115

MW de consumo


- -

6 - -

Desconexión de 115

MW de consumo


- -

Escenario

Topología 2.1

LABERINTO BARRA B


Barra:


1 - -


de consumo


- -

5 - -


de consumo


- -

6 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 2.1

EL COBRE BARRA 1

Barra:


1 - - - - -

5 - - - - -

6 - - - - -

Escenario

Topología 2.1

EL COBRE BARRA 2

Barra:


1 - - - - -

5 - - - - -

6 - - - - -

Escenario

Topología 2.1

ZALDÍVAR BARRA 1


Barra:


1 - - - - -

5 - - - - -

6 - - - - -

Escenario

Topología 2.1

ZALDÍVAR BARRA 2



Se han considerado los siguientes escenarios 7, 11 y 12 (ver sección 7.4): despacho

económico sin ERNC, despacho económico con ERNC eólico y fotovoltaico, y despacho

económico con ERNC fotovoltaico, respectivamente. Ello por ser los de mayor incidencia

para los análisis realizados.


Barra:


7 - -


de consumos


- -

11 - -


de consumo


- -

12 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 2.2

ATACAMA BARRA 1

Barra:


7 - -


de consumo


- -

11 - -


de consumo


- -

12 - -



de la ciudad de

Antofagasta.

- -

Escenario

Topología 2.2

ATACAMA BARRA 2


Barra:


7 - -

Desconexión de 100

MW de consumo


- -

11 - -


de consumo


- -

12 - -

Desconexión de 101

MW de consumos


- -

Escenario

Topología 2.2

CRUCERO BARRA 1

Barra:


7 - -

Desconexión de 105

MW de consumo


- -

11 - -

Desconexión de 102

MW de consumo


- -

12 - -

Desconexión de 102

MW de consumos


- -

Escenario

Topología 2.2

CRUCERO BARRA 2

Barra:


7 - -

Desconexión de 320

MW de consumo


- -

11 - -

Desconexión de 320

MW de consumo



de generación ERNC

12 - -

Desconexión de 320

MW de consumo


-

Desconexión de 105

MW de generación

ERNC

Escenario

Topología 2.2

ENCUENTRO BARRA 1


Barra:


7 - -


de consumo


- -

11 - -


de consumo


- -

12 - -


de consumo


- -

Escenario

Topología 2.2

ENCUENTRO BARRA 2

Barra:


7 - -

Desconexión de 200

MW de consumos


Almonte.

- -

11 - -

Desconexión de 197

MW de consumo


-

Desconexión de

generación ERNC al

norte de S/E Pozo

Almonte

12 - -

Desconexión de 200

MW de consumos


Almonte.

-

Desconexión de

generación ERNC al

norte de S/E Pozo

Almonte

Escenario

Topología 2.2

LAGUNAS BARRA 1

Barra:


7 - - - - -

11 - - - - -

12 - - - - -

Escenario

Topología 2.2

LAGUNAS BARRA 2


Barras adicionales de interés

Barra:


7 - -

Desconexión de 166

MW de consumos


de Arica e Iquique

(SS/EE Parinacota y

Cóndores)

-

Desconexión de 140

MW de generación

(unidad CTTAR).

11 - -

Desconexión de 166

MW de consumos


de Arica e Iquique

(SS/EE Parinacota y

Cóndores)

-

Desconexión de 140

MW de generación

(unidad CTTAR).

12 - -

Desconexión de 166

MW de consumos


de Arica e Iquique

(SS/EE Parinacota y

Cóndores)

-

Desconexión de 140

MW de generación

(unidad CTTAR).

Escenario

Topología 2.2

TARAPACÁ

Barra:


7 - -


de consumo


- -

11 - -


de consumo


-

Desconexión de

generación ERNC al

norte de S/E Pozo

Almonte

12 - -


de consumo


-

Desconexión de

generación ERNC al

norte de S/E Pozo

Almonte

Escenario

Topología 2.2

POZO ALMONTE


Barra:


7 - -

Desconexión de 115

MW de consumos


- -

11 - -

Desconexión de 115

MW de consumos


- -

12 - -

Desconexión de 115

MW de consumos


- -

Escenario

Topología 2.2

DOMEYKO BARRA 1

Barra:


7 - -


de consumos


- -

11 - -


de consumos


- -

12 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 2.2

DOMEYKO BARRA 2

Barra:


7 - -


de consumos


- -

11 - -


de consumo


- -

12 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 2.2

ESCONDIDA BARRA 1


Barra:


7 - -


de consumo


- -

11 - -


de consumo


- -

12 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 2.2

ESCONDIDA BARRA 2

Barra:


7 - -


de consumos


- -

11 - -


de consumo


- -

12 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 2.2

SULFUROS

Barra:


7



SS/EE Domeyko,



- - - -

11



SS/EE Domeyko,



- - - -

12



SS/EE Domeyko,



- - - -

Escenario

Topología 2.2



Barra:

Tensiones Frecuencia Consumos Ángulos rotóricos Generación

7



SS/EE Domeyko,



- - - -

11



SS/EE Domeyko,



- - - -

12



SS/EE Domeyko,



- - - -

Escenario

Topología 2.2


Barra:


7 - - - - -

11 - - - - -

12 - - - - -

Escenario

Topología 2.2

LABERINTO BARRA A

Barra:


7 - -

Desconexión de 112

MW de consumo


- -

11 - -

Desconexión de 112

MW de consumo


- -

12 - -

Desconexión de 111

MW de consumos


- -

Escenario

Topología 2.2

LABERINTO BARRA B


Barra:


7 - -


de consumo


- -

11 - -


de consumo


- -

12 - -


de consumos


- -

Escenario

Topología 2.2

EL COBRE BARRA 1

Barra:


7 - - - - -

11 - - - - -

12 - - - - -

Escenario

Topología 2.2

EL COBRE BARRA 2

Barra:


7 - - - - -

11 - - - - -

12 - - - - -

Escenario

Topología 2.2

ZALDÍVAR BARRA 1


Barra:


7 - - - - -

11 - - - - -

12 - - - - -

Escenario

Topología 2.2

ZALDÍVAR BARRA 2


10 CONCLUSIONES

A continuación, se presentan las principales conclusiones respecto de los resultados obtenidos en

el Capítulo 8 y en el Capítulo 9 del presente Estudio.

10.1 RÉGIMEN ESTÁTICO.

Recopilación de antecedentes técnicos.

Para el cálculo de capacidad de interruptores y de saturación de transformadores de

corriente se realizó un levantamiento de información técnica, basándose en distintas fuentes

de información, detalladas a continuación:

Información técnica disponible en el sitio web del CDEC-SING.

Información técnica de nuevos proyectos, informados por las empresas coordinadas

durante el proceso de interconexión, modificación y/o retiro de las instalaciones.

Print-out de relés de protección y diagramas unilineales de subestaciones en 220 kV,

entregados por las empresas coordinadas al CDEC-SING como parte de las

campañas del Estudio de Verificación y Coordinación de Protecciones EVCP 2012-

2013.

Datos entregados por empresas coordinadas como observación a la versión

preliminar del presente Estudio.

La recopilación de antecedentes finalizó en junio de 2014, por ende, cualquier antecedente

recepcionado con posterioridad a dicha fecha, deberá ser confirmada por la empresa

coordinada correspondiente.

Al cierre de la presente versión del Estudio se cuenta con a lo menos 31 interruptores de

poder y 44 transformadores de corriente que no cuentan con la información técnica mínima

necesaria para el desarrollo de los análisis mencionados. Estas instalaciones se encuentran

debidamente detalladas en el Anexo A del presente Estudio.

Dada la relevancia de contar con estos antecedentes, y a la exigencia normativa que la rige,

se solicitará a todas las empresas propietarias de dichos equipos, el envío de los

antecedentes y los respaldos respectivos para completar la información faltante.


Capacidad de interruptores de poder.

Año 2015

Se deben reemplazar cinco (5) interruptores de poder durante el año 2015, dado que los

cortocircuitos determinados en el punto de conexión sobrepasan su capacidad de ruptura.

De ellos, cuatro (4) están ubicados en subestación Crucero, y uno (1) en subestación

Mejillones, tal como se muestra en la siguiente tabla:

Año 2017

Para el año 2017 se consideraron dos (2) topologías en el análisis, en función de la conexión

de la subestación Kapatur, destinada a robustecer el sistema de transmisión de Minera

Escondida, permitiendo a su vez la evacuación de la central Kelar:

Topología 2.1 (interconexión Chacaya-Kapatur-Atacama): Conexión de subestación

Kapatur a través del seccionamiento de ambos circuitos de la Línea 2x220 kV

Atacama-Encuentro y el tendido de una nueva Línea 2x220 kV Chacaya-Kapatur y

una nueva Línea 1x220 kV Kapatur-O’Higgins.

Topología 2.2 (interconexión Angamos-Kapatur): Conexión de subestación Kapatur a

través del seccionamiento de ambos circuitos de la Línea 2x220 kV Angamos-

Laberinto y el tendido de una nueva Línea 2x220 kV Kapatur-O’Higgins.

Nombre del Paño

Capacidad

de

Ruptura

I"kss

por el

52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]

I"kss

por el

52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]

Crucero 220 kV - J5 Línea Crucero - Lagunas 1 (nva victoria) 16,0 17,451 3,0 -9,1% 17,923 3,0 -12,0%

Crucero 220 kV - J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 16,380 3,0 -2,4% 17,923 3,0 -12,0%

Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 16,0 15,929 3,0 0,4% 17,923 3,0 -12,0%

Crucero 220 kV - J6B Línea Crucero - Salar. Circuito Nº 6B 16,0 17,297 3,0 -8,1% 17,923 3,0 -12,0%

Mejillones 220 kV - JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 18,164 3,0 -13,5% 18,739 3,0 -17,1%




Topología 2.1

Considerando a la subestación Kapatur conectada al SING a través del seccionamiento de la

Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro y el tendido de una nueva Línea 2x220 kV Chacaya-

Kapatur y una nueva Línea 1x220 kV Kapatur-O’Higgins, se deben reemplazar quince (15)

interruptores de poder durante el año 2017, bajo el entendido que los cinco (5) interruptores

recomendados a cambiar el año 2015 ya han sido reemplazados. La mayoría de estos

interruptores se ubica en subestación Chacaya, lo que se produce por su interconexión con

otras dos subestaciones básicamente generadoras: Atacama y Kapatur, y el consecuente

aumento en los niveles de cortocircuito.

El resumen de resultados se presenta en la siguiente tabla:

Topología 2.2

Considerando a la subestación Kapatur conectada al SING a través del seccionamiento de la

Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto y el tendido de una nueva Línea 2x220 kV Kapatur-

O’Higgins, se deben reemplazar dos (2) interruptores de poder durante el año 2017, bajo el

entendido que los cinco (5) interruptores recomendados a cambiar el año 2015 ya se

consideran reemplazados.

Nombre del Paño

Capacidad

de

Ruptura

I"kss

por el

52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]

I"kss

por el

52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]



Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 16,0 21,678 3,000 -35,5% 23,816 3,000 -48,9%


Crucero 220 kV - J10 Línea Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 25,0 22,361 2,000 10,6% 23,816 3,000 4,7%


Chacaya 220 kV - J1 Línea Chacaya - Mejillones 31,5 34,692 3,000 -10,1% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - J2 Línea Chacaya - Mantos Blancos (capricornio) 31,5 35,435 3,000 -12,5% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - J3 Línea Chacaya - Crucero 31,5 35,495 3,000 -12,7% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV – J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 31,5 36,328 3,000 -15,3% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - J5 Línea Chacaya - Molycop 31,5 36,582 3,000 -16,1% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - J6 Línea Chacaya - El Cobre. Circuito Nº1 40,0 35,639 2,000 10,9% 36,582 3,000 8,5%

Chacaya 220 kV - J7 Línea Chacaya - El Cobre. Circuito Nº2 40,0 35,639 2,000 10,9% 36,582 3,000 8,5%

Chacaya 220 kV - JG1 Tranformador CTM1 31,5 34,791 3,000 -10,4% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - JG2 Tranformador CTM2 31,5 34,208 3,000 -8,6% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - JG3 Tranformador CTM3-TG 31,5 33,725 3,000 -7,1% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - JG4 Tranformador CTM3-TV 31,5 34,326 3,000 -9,0% 36,582 3,000 -16,1%

Chacaya 220 kV - JG5 Transformador CTA 40,0 33,428 2,000 16,4% 36,582 3,000 8,5%

Chacaya 220 kV - JG6 Transformador CTH 40,0 33,428 2,000 16,4% 36,582 3,000 8,5%



Estudio de Capacidad para Interruptores - 2017 T2.1


Si bien esta solución de conexión evidencia un menor número de cambio de interruptores,

un sistema de transmisión que presenta mayores niveles de cortocircuito es sinónimo de una

red más robusta y con menores pérdidas eléctricas, favoreciendo la estabilidad del sistema.

El resumen de resultados se presenta en la siguiente tabla:

Saturación de transformadores de corriente.

En este análisis se determinaron aquellos TT/CC que pueden presentar una condición de

saturación frente a los niveles de cortocircuito calculados para cada escenario de operación.

Para dar solución a esta condición, existen diversas medidas que pueden ser aplicadas para

mitigar la saturación, entre ellas:

Verificar posibilidad de cambiar el tap primario del TC.

Modificar la sección del cable que conecta la salida del secundario del TC con el relé de protección.

Cambio del TC.

Año 2015

De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de TT/CC, cuarenta y uno (41) de

ellos presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2015, los

cuales se presentan en la siguiente tabla:

Nombre del Paño

Capacidad

de

Ruptura

I"kss

por el

52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]

I"kss

por el

52 [kA]

Estado

52

Capacidad

Disponible

[%]



Crucero 220 kV - J6A Línea El Loa - Crucero.Circuito Nº 6A 16,0 22,190 3,000 -38,7% 24,079 3,000 -50,5%






Estudio de Capacidad para Interruptores - 2017 T2.2


Año 2017

Topología 2.1

De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de TT/CC, cincuenta y cinco (55)

transformadores de corriente presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos

durante el año 2017, considerando que la subestación Kapatur se interconecta con las

subestaciones Chacaya y Atacama. El listado se presenta en la siguiente tabla:

Nombre del Paño

Burden máximo

Criterio

Favorable [VA]

Burden máximo

Criterio Normal

[VA]

Burden real

(cable +

prot+int)

[VA]

Estado

Burden

Criterio

Favorable

Estado

Burden

Criterio

Normal












































Nombre del Paño

Burden máximo

Criterio

Favorable [VA]

Burden máximo

Criterio Normal

[VA]

Burden real

(cable +

prot + int)

[VA]

Estado

Burden

Criterio

Favorable

Estado

Burden

Criterio

Normal





















Collahuasi 220 kV - Línea Collahuasi - Quebrada Blanca 35,08 32,76 30,58 2,000 3,000





































Topología 2.2

De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de TT/CC, cincuenta y seis (56)

transformadores de corriente presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos

durante el año 2017, considerando que la subestación Kapatur se interconecta con las

subestaciones Angamos y Laberinto. El listado se presenta en la siguiente tabla:


Nombre del Paño

Burden máximo

Criterio

Favorable [VA]

Burden máximo

Criterio Normal

[VA]

Burden real

(cable +

prot + int)

[VA]

Estado

Burden

Criterio

Favorable

Estado

Burden

Criterio

Normal







































Angamos 220 kV - J3 Bess 6,23 6,18 7,30 3,000 3,000






O Higgins 220 kV - J3 Línea O Higgins - Coloso 10,83 10,83 11,19 3,000 3,000














A partir de los resultados obtenidos, CDEC-SING instruirá la verificación en terreno de los

niveles de burden de servicio en aquellos TC que presenten una condición de riesgo, lo que

puede llevar desde la modificación del tap primario utilizado en el TC, reemplazo de cables

de corriente, o el reemplazo del transformador de corriente.

Cálculo del SIL en líneas de transmisión en doble circuito.

La Línea 2x220 kV Central Tocopilla-Crucero generalmente presenta un nivel de potencia

transmitida por cada circuito bastante mayor al valor SIL de los mismos, absorbiendo cerca

de 20 MVAr desde el sistema, en este caso desde subestación Crucero, cuando circulan 230

MW de potencia activa desde las centrales ubicadas en subestación Tocopilla hacia

subestación Crucero.

Bajo este contexto, se concluye que el anillo Central Tocopilla-Crucero-Chuquicamata/Salar

en 220 kV y en 110 kV se comporta como un sumidero de potencia reactiva, la cual es

absorbida principalmente por líneas de transmisión operando sobre su SIL, existencia de

múltiples transformadores con relación 220/110 kV, y cargas propias en dichas faenas.

Por tal motivo, en caso que los paños incidentes a subestación Crucero comiencen a

demandar una mayor cantidad de potencia reactiva, ya sea por incremento de carga

conectada como por situaciones operacionales tales como la salida de servicio de la unidad

generadora CTTAR, instante en el cual la potencia reactiva demandada por las redes

ubicadas al norte de subestación Crucero proviene de dicha subestación, podría requerirse

compensación reactiva adicional aledaña a subestación Central Tocopilla.

10.2 RÉGIMEN DINÁMICO.

Cálculo del Tiempo Máximo de Despeje de Falla (TMDF).

Se obtiene el TMDF de las líneas de transmisión que evacúan potencia de las centrales

generadoras y/o que forman parte del Sistema de Transmisión Troncal (STT). Asimismo, se

analiza la dependencia que tienen los sistemas de telecomunicaciones para evitar la pérdida

de sincronismo de unidades generadoras en el sistema, recomendando los más altos

estándares técnicos en los sistemas de telecomunicaciones de aquellas instalaciones que

requieran de su correcta operación para evitar la propagación de una falla al interior de

éstas.


Año 2015

Se requiere que las siguientes líneas de transmisión cuenten con un doble sistema de

comunicaciones que de soporte al despeje de fallas internas instantáneamente, pues poseen

un TMDF inferior al TOR, definido como el tiempo de apertura tras el despeje de fallas por

respaldos remotos, básicamente Zonas 2 de las protecciones de distancia:


Línea 2x220 kV Tarapacá-Cóndores.


Por otra parte, además de contar con un doble sistema de comunicaciones que permita

despejar fallas internas de forma instantánea, los sistemas de telecomunicaciones de las

siguientes líneas de transmisión deben ser diseñados de acuerdo a lo indicado en la norma

IEC 60834-1, con una disponibilidad del 99,995%, ya que el extremo remoto a la falla debe

operar instantáneamente para evitar la pérdida de sincronismo de unidades generadoras:


Línea 1x220 kV Chacaya-Molycop.


Año 2017

Topología 2.1






Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro.








Topología 2.2






Línea 2x220 kV Tocopilla-Crucero.








Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro.

Análisis de contingencia de severidad 9.

Se analizó el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de una falla de

severidad 9 en cada una de las nueve (9) barras de subestaciones pertenecientes al STT y

adicionales de interés. Como barras de interés, se consideraron aquellas pertenecientes a

subestaciones que de acuerdo al Informe de Avance del Estudio de Transmisión Troncal

(ETT) en curso, pasarán a ser parte del STT.

Bajo este contexto, se verifica el cumplimiento del Art. 3-24 de la NT de SyCS vigente,

relativo a evitar la propagación de una contingencia de severidad 9 en barras de


subestaciones, considerando la utilización de los Recursos Generales de Control de

Contingencias.

La configuración de los paños en las subestaciones analizadas se presenta en el Anexo D.

Barras que presentan impacto mayor frente a contingencias de severidad 9

En la mayoría de los casos, una contingencia de severidad 9 trae consigo la salida de

servicio de los consumos conectados a la barra fallada. Particularmente, se destacan las

siguientes situaciones:

Subestación Atacama:

o Frente a contingencias de severidad 9 en una de las dos (2) barras

principales de dicha subestación se pierden aproximadamente 50 MW de

consumo.

o Si se encuentran despachadas las unidades generadoras de central

GasAtacama, se pierden los montos de potencia activa que éstos estén

inyectando en la barra fallada, pudieron activar hasta el segundo escalón del

EDAC, con la consecuente pérdida de 90 MW adicionales a los 50 MW


o Una contingencia de severidad 9 sobre la Barra Principal 2 de subestación

Atacama, trae consigo la pérdida de los consumos regulados de la ciudad de

Antofagasta (salida de servicio de la subestación Esmeralda).

Subestación Lagunas:

o Frente a contingencias en la Barra Principal 1 de subestación Lagunas,

saldrán de servicio todas las centrales ERNC que se conecten al norte de

dicha subestación, aledañas a subestación Pozo Almonte.

o Se pierden los consumos libres y regulados conectados en la zona.

Subestación Tarapacá:

o Una contingencia sobre la barra principal trae consigo la pérdida de los

consumos regulados de las ciudades de Arica e Iquique (subestaciones

Cóndores y Parinacota), cercanos a 140 MW.


o Sale de servicio la unidad generadora CTTAR, con casi 140 MW de

generación.

Subestación Pozo Almonte:

o Frente a contingencias en la barra principal, saldrán de servicio todas las

centrales ERNC que se conecten aledañas a dicha subestación.

o Se pierden los consumos libres y regulados conectados en la zona.

Subestación Nueva Zaldívar:

o Tras el despeje de contingencias de severidad 9 en una de las dos (2)

barras principales, y la posterior salida de servicio de la barra fallada, se

evidencian tensiones en estado de emergencia en varias subestaciones de

la zona sur-cordillera del SING, tales como:

Subestación O’Higgins.

Subestación Coloso.

Subestación Domeyko.

Subestación Zaldívar.

Subestación OGP1.

Subestación Escondida.

Subestación Laguna Seca.

Subestación Óxidos.

o También se evidencia la sobrecarga de las siguientes líneas de transmisión:


Línea 1x220 kV Mejillones-O’Higgins.

Línea 1x220 kV O’Higgins-Domeyko.

Subestación Laberinto:

o Tras el despeje de contingencias de severidad 9 en la Barra Principal B, y la

posterior salida de servicio de dicha barra, se evidencian tensiones en

estado de emergencia en varias subestaciones de la zona sur-cordillera del

SING, tales como:



Subestación OGP1.


Subestación Laguna Seca.

Subestación Óxidos.

o También se evidencia la sobrecarga de la Línea 1x220 kV Mejillones-

O’Higgins.

Análisis general de contingencias de severidad 9 en subestaciones

En conclusión, una contingencia de severidad 9 en barras de las siguientes subestaciones

analizadas no se propaga al resto del sistema y da cumplimiento al Art. 3-24 de la NT de

SyCS vigente utilizando los Recursos Generales de Control de Contingencias, siempre y

cuando la protección principal asociada opere de forma correcta y selectiva (protección

diferencial).

Barras pertenecientes al STT:

Subestación Atacama.

Subestación Encuentro.

Subestación Crucero.

Subestación Lagunas.

Subestación Tarapacá.


Subestación Pozo Almonte.



Subestación Sulfuros.

Subestación El Cobre.

Subestación Zaldívar.

Subestación O’Higgins.

Sin embargo, se advierte que una contingencia de severidad 9 tanto en barras de la

subestación Nueva Zaldívar como en la Barra Principal B de subestación Laberinto se


propaga al resto del sistema con los Recursos Generales de Control de Contingencias, pues

deja barras del sistema con tensiones en estado de emergencia, esto es inferiores a 0,93

p.u., y elementos serie con niveles de sobrecarga, esto último dependiendo del nivel de

demanda que finalmente alcancen los consumos ubicados en la zona sur-cordillera del

SING.

De esta forma, las subestaciones en comento si bien podrían quedar en un nivel crítico

dentro de los estándares de NT de SyCS como estado de emergencia, al quedar sin holgura

frente a cualquier otra perturbación pueden ser de interés para estudiar la aplicación y

utilización de Recursos Adicionales de Control de Contingencias y evitar dicha condición.

FIN DEL ESTUDIO.

Documents

INFORME TÉCNICO - cdec2.cdec-sing.clcdec2.cdec-sing.cl/.../cdec.pck_pag...1408_UIS_ITE_V1_Noviembre_2… · 1408-UIS-ITE-V1 / CDEC-SING C0098/2014 Unidad Integridad del Sistema 3