Estudio de impacto sistémico

Transcripción

ABB Chile S.A.
Chile
Estudio de impacto sistémico
Línea 2x220kV Cardones - Diego de Almagro,
tendido del primer circuito
Proyecto EE-2015-048
Informe Técnico EE-ES-2015-0433
Revisión B
Power System Studies & Power Plant Field
Testing and Electrical Commissioning
ISO9001:2008 Certified
22/07/2015
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Este documento EE-ES-2015-0433-RB fue preparado para ABB Chile S.A. por Estudios
Eléctricos. Para consultas técnicas respecto del contenido del presente comunicarse con:
Ing. Rodrigo Arias
Departamento de Estudios
[email protected]
Ing. Alejandro Musto
Coordinador Dpto. Estudios
[email protected]
Este documento contiene 77 páginas y ha sido guardado por última vez el 22/07/2015 por
Rodrigo Arias, sus versiones y firmantes digitales se indican a continuación:
Rev.
Fecha
A
15/05/2015
B
22/07/2015
Comentario
Realizó
Revisó
Aprobó
Para revisión.
RA
AM
FL
Se incorpora escenario de operación
adicional según requerimientos del CDECSIC.
RA
AM
FL
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escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A.
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Índice
1 RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................................................... 3
2 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 8
3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ........................................................................................... 9
3.1 Información Recibida ............................................................................................................... 11
4 ACONDICIONAMIENTO DE LA BASE DE DATOS ................................................................................. 14
4.1 Generalidades ......................................................................................................................... 14
4.2 Proyección de la demanda ........................................................................................................ 14
4.3 Nuevos proyectos de generación y transmisión ............................................................................ 16
5 ZONA DE INFLUENCIA ................................................................................................................... 18
6 ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ....................................................................................................... 20
6.1 Escenarios de estudio ............................................................................................................... 21
6.2 Análisis en condiciones normales de operación (RED N) ................................................................ 23
6.3 Análisis ante la ocurrencia de una contingencia simple (RED N-1) .................................................. 31
7 ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ....................................................................................... 44
7.1 Criterios de evaluación del desempeño dinámico ......................................................................... 44
7.2 Análisis de contingencias .......................................................................................................... 46
8 ANÁLISIS COMPLEMENTARIO ......................................................................................................... 64
8.1 Flujo de carga - Escenario adicional ........................................................................................... 64
8.2 Transitorios electromecánicos ................................................................................................... 69
9 CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 73
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1 RESUMEN EJECUTIVO
Este informe presenta el estudio de impacto de la interconexión de la línea 2x220kV Cardones
– Diego de Almagro, tendido del primer circuito en la zona norte del Sistema Interconectado Central
(SIC) de Chile. Este proyecto se encuentra en etapa de desarrollo por parte de ABB Chile sa, y se
espera que su puesta en servicio sea para septiembre de 2015.
El proyecto consiste en la construcción del tendido del primer circuito de una línea aérea de
156km de longitud en 220kV, con conductores de tipo Greeley 927.2MCM AAAC. La vinculación al
SIC se realizará entre la S/E Cardones y la S/E Diego de Almagro 220kV. Geográficamente, la nueva
línea se localizará en la región y provincia de Antofagasta.
En este informe se documentan los estudios sistémicos que permiten cuantificar el impacto
de su conexión en la operación del SIC, especialmente sobre aquellas instalaciones eléctricamente
cercanas (SS/EE Paposo, Diego de Almagro, Cardones, Maitencillo), de modo que esta nueva línea
pueda integrarse al SIC, cumpliendo los requisitos y condiciones técnicas establecidas en la Norma
Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS).
Para el desarrollo del estudio se emplea el software DIgSILENT PowerFactory v15.1,
incluyendo los módulos de:
 Cálculo de flujos de carga, y
 Funciones de estabilidad.
La base de datos empleada en el desarrollo del estudio corresponde a una versión
acondicionada de la base de datos del CDEC-SIC, en formato PowerFactory v15, con actualizaciones
e incorporaciones de nuevos modelos matemáticos. Entre los modelos incorporados se encuentran
los controladores de todas las nuevas plantas fotovoltaicas que actualmente no forman parte de la
base de datos (obras futuras).
El análisis se realiza mediante estudios de régimen permanente (flujos de carga) y estudios
de estabilidad transitoria (simulaciones dinámicas de transitorios electromecánicos), en los que se
analiza la operación del sistema en condiciones normales de operación y frente a la ocurrencia de
contingencias simples. En cada caso se analiza el comportamiento del sistema y fundamentalmente
de la conexión de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito.
Se analiza el impacto de la línea en escenarios de máxima exigencia para el sistema de
transporte, con niveles de demanda alta y baja, y distintos despachos de unidades convencionales
y unidades ERNC.
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El desarrollo del estudio contempla la ejecución de las siguientes actividades:

Recopilación y consolidación de la información necesaria para representar la nueva línea, y
así poder realizar los análisis de comportamiento estático y dinámico.

Recopilación y consolidación de información disponible en proyección de obras de
generación, transmisión y consumo, con su respectiva proyección de demanda, para el
periodo de interés (septiembre 2015).

Actualización de la base de datos oficial del CDEC-SIC (marzo de 2015) en base a la
información recopilada y que sea relevante a efectos de los objetivos de este estudio.

Modelado detallado del tendido del primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones –
Diego de Almagro en la base de datos de DIgSILENT.

Definición de escenarios base y escenarios de estudio.

Incorporación de la información técnica, escenarios y contingencias en el software de
desarrollos específicos DIgSILENT PF, versión 15.1, utilizando para ello las facilidades de
“variaciones topológicas” y “escenarios de operación” disponibles.

Obtención de resultados del estudio de flujo de potencia.

Simulaciones de transitorios electromecánicos. Evaluación de la estabilidad transitorio y del
desempeño dinámico del sistema de la nueva línea ante contingencias. Verificación del
cumplimiento de los estándares de desempeño.

Análisis de resultados y presentación de las conclusiones asociadas.
Se adjuntan a este informe la base de datos de DIgSILENT PowerFactory utilizada para la
ejecución del proyecto en el archivo “EE-ES-2015-0433-RB_Anexo 3 – Base de Datos.pfd”, junto
con los siguientes documentos anexos:

EE-ES-2015-0433-RB_Anexo 1 – Flujo de Carga.pdf

EE-ES-2015-0433-RB_Anexo 2 – Simulaciones Dinámicas.pdf
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Sobre la base de los distintos análisis realizados, es posible extraer las siguientes
conclusiones:
Estudio de Flujo de Carga:
Nótese que, previo a la interconexión del tendido del primer circuito de la línea 2x220kV
Cardones – Diego de Almagro, el balance entre la capacidad instalada de la generación ERNC y
térmica con la demanda residencial e industrial ubicada al norte de la S/E Cardones, produce un
excedente de generación de ~700MW. De esta manera, las restricciones de despacho y
congestiones estarán dadas por las capacidades nominales de las líneas de transmisión. La línea
1x220kV Cardones – San Andrés limita el nivel de generación máxima al norte de Cardones, debido
a su capacidad nominal de 197MVA a 25°C.
Así, con la incorporación de la nueva línea en estudio, se genera una redundancia de vínculo
entre las SS/EE Cardones y Diego de Almagro, pudiendo levantar restricciones en la capacidad de
transmisión del sistema.
Considerando la incorporación del nuevo vínculo y los casos de operación estipulados en la
carta de escenarios N°0064/2015 emitida por la dirección de operación del CDEC-SIC, el sistema
operaría sin sobrecargar las líneas del sistema de transmisión de la siguiente forma:

El 58% (~371MW) de la capacidad instalada fotovoltaica puede ser despachada para los
escenarios en donde solo se considera generación fotovoltaica.

Solo el 36% (~230MW) de la capacidad instalada fotovoltaica puede ser despachada para
los escenarios en donde se considere el despacho de la unidad U1 de la central Taltal a
máxima generación (120MW).
Ante la ocurrencia de contingencias que involucren la salida de servicio de líneas del sistema
de transmisión, se evidencia que, si bien la redistribución de los flujos post-contingencia genera un
aumento significativo en las transferencias de potencia por las líneas de transmisión de la zona
norte de la S/E Cardones, esté aumento es perfectamente tolerado por la capacidad de transmisión
remanente de estas mismas.
Finalmente, se destaca que en ninguno de los escenarios desarrollados se registran
problemáticas en condiciones normales de operación, ni frente a la ocurrencia de una contingencia
simple en las líneas del sistema de transmisión, ni ante la desconexión de generadores o
transformadores de poder (ver tablas resumen en condiciones de RED N y RED N-1 en el capítulo
6 “Estudio de Flujo de Carga”).
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Así, considerando la obra 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer
circuito para un horizonte de estudio a septiembre del 2015, no se registran sobrecargas
en las líneas de transmisión ni tensiones fuera del rango de condición normal estipulado
por la NTSyCS.
Estudio de Transitorios Electromecánicos:
Para los cuatros escenarios desarrollados en este estudio, se estudió el comportamiento
dinámico del sistema para un conjunto de fallas, monitoreando distintas variables significativas del
sistema y verificando el cumplimiento estipulado en la NTSyCS.
El comportamiento dinámico del sistema resulta aceptable en todos los escenarios estudiados.
No se observan problemas en las recuperaciones de las tensiones, tampoco en las oscilaciones
angulares de las unidades de las centrales térmicas Guacolda y Taltal, ni en las oscilaciones de
potencia por las líneas del sistema de transmisión del SIC Norte. Al término de las simulaciones no
se registran niveles de carga por sobre las capacidades nominales de los elementos del sistema de
transmisión.
En los escenarios en que no se considera el despacho de la unidad U1 de la central Taltal, no
se observan oscilaciones de potencia en las líneas afectadas. Esto se debe al funcionamiento de la
lógica de control de la potencia activa de las unidades fotovoltaicas del SIC Norte.
Se evidencia que, la desconexión no simultánea de la unidad U1 de la central Taltal y de los
transformadores de poder 220/110kV de la S/E Diego de Almagro, en condiciones de máxima
generación fotovoltaica, no tendrían un mayor impacto en el perfil de tensiones del sistema norte.
Asimismo, las excursiones de la frecuencia del sistema producto de la pérdida de generación se
encuentran contendidas. En el peor de los casos, la mínima subfrecuencia transitoria alcanzó un
valor cercano a los 49.7Hz.
Se destaca la respuesta dinámica del SVC+ ante la ocurrencia de las fallas en las líneas del
sistema de transmisión. El SVC+, durante la ocurrencia del cortocircuito, aporta una cantidad de
reactivos importante para el control de tensión en la S/E Diego de Almagro.
Ante la ocurrencia de un cortocircuito en la línea 1x220kV Cardones – San Andrés, se puede
observar que, producto de la posterior desconexión de esta línea, la totalidad de la generación
despachada por las unidades fotovoltaicas y térmicas ubicadas al norte de la S/E Cardones, se
transmiten hacia el sistema de transmisión troncal por la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego
de Almagro. Así, la redistribución de los flujos de potencia post-contingencia por esta línea
aumentan de manera significativa (~112MVA), sin embargo, estas transferencias se estabilizan
en valores permisibles, menores al 100% de la capacidad permanente de la línea.
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Estudio Complementario:
Considerando una nula generación por parte de las unidades ERNC ubicadas al norte de la
S/E Maitencillo 220kV y una máxima generación de las cuatro unidades de la central Guacolda
(568MW), se obtienen transferencias de potencia en el sentido SurNorte (déficit de generación al
norte de la S/E Cardones 220kV). Ante esta situación, se evidencia que no se encuentran
sobrecargas ni condiciones límites en ningunos de los elementos del sistema de transmisión tanto
en condiciones normales de operación ni frente a la ocurrencia de contingencias simples.
Con respecto al análisis de transitorios electromecánicos, se puede concluir que la respuesta
del sistema, ante todas las contingencias evaluadas, es satisfactoria y se verifica el cumplimiento
de los parámetros de desempeño dinámico estipulados en la NTSyCS.
En particular, ante la ocurrencia de un cortocircuito en la línea 1x220kV Cardones – Diego de
Almagro, se evidencia que producto de la posterior desconexión de esta línea, la totalidad de la
generación proveniente del sur de la S/E Cardones 220kV, fluye hacia la S/E Diego de Almagro por
medio de los tramos CardonesSan AndrésCarrera PintoDiego de Almagro. A causa de ello, la
redistribución de los flujos de potencia post-contingencia por dichas líneas aumentan de manera
significativa (~58MVA). No obstante lo anterior, esté aumento es perfectamente tolerado por la
capacidad de transmisión remanente.
Por todo lo anterior, y dentro del alcance los estudios eléctricos realizados, se
concluye que es técnicamente factible la incorporación al SIC entre las SS/EE Cardones
y Diego de Almagro de la línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer
circuito.
Adicionalmente, se infiere que esta nueva línea permitiría reducir las restricciones
existentes en la capacidad de transmisión del sistema al norte de la S/E Cardones.
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2 INTRODUCCIÓN
El objetivo de este estudio es analizar el comportamiento de la nueva línea “2x220kV
Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito” y del sistema al momento de su
interconexión (septiembre 2015), considerando su operación para distintos estados de despacho y
demanda de la red.
Se pretende verificar que el desempeño de la nueva línea sea adecuado, pudiendo operar
correctamente bajo el estricto cumplimiento de los estándares de Seguridad y Calidad de Servicio
definidos en la Norma Técnica (NTSyCS).
El estudio de divide básicamente en las siguientes etapas:
MODELADO DE LA NUEVA LÍNEA 2X220kV CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO, TENDIDO DEL
PRIMER CIRCUITO
Se presenta detalladamente el modelado en el software DIgSILENT PowerFactory de cada uno
de los elementos que componen la línea, acorde a la información suministrada.
ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA
Se analiza el comportamiento en estado estacionario de la línea de transmisión y su zona de
influencia para distintos estados de operación del sistema (despachos de generación, características
de la demanda, entre otros) y distintas condiciones de la red; se analiza la operación en condiciones
normales (RED N) y ante la ocurrencia de una contingencia simple (RED N-1).
ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA
Se analiza el comportamiento del todo el sistema considerando el tendido del primer circuito
de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro en servicio cuando ésta sea perturbada
con eventos de gran señal. Dicho análisis se lleva a cabo mediante simulaciones dinámicas de
transitorios electromecánicos.
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3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO
La obra “2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito” tiene por
objetivo conectar eléctricamente a la S/E Cardones 220kV con la S/E Diego de Almagro 220kV.
Esta obra corresponde a una línea de transmisión de doble circuito, con el tendido de un solo circuito
en 220kV de 156km de longitud, con conductores del tipo 927.2MCM AAAC, Greeley. Se prevé que
el proyecto de la línea de transmisión esté ubicado en la región de Atacama.
En la Figura 3-1 se puede observar un diagrama unilineal con referencias geográficas de la
zona de emplazamiento de la nueva línea, mientras que la Figura 3-2 ilustra un diagrama unilineal
de la zona de influencia y el punto de conexión en el SIC, zona SIC Norte.
Figura 3-1: Representación de la disposición topológica aproximada de la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro.
El código de los colores, tanto para la siguiente figura como para los esquemas futuros es:

220kV → verde

110kV → naranja

Inferior a 110kV → celeste

Elementos fuera de servicio → gris
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PV CHAÑARES
PV DIEGO DE ALMAGRO
DIgSILENT
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PV JAVIERA
PV CONEJO
PV LALACKAMA
PV LALACKAMA 2
CT TALTAL
0
G
~
0
1
0
PV CHAKA PV SALVADOR
1
12
1
1
12
0
G
~
S/E DIEGO DE ALMAGRO
PV EL PILAR
S/E PAPOSO
PE TALTAL
0
S/E CARRERA PINTO
PV SAN ANDRÉS
PV LUZ DEL NORTE
PV LLANO DE LLAMPOS
Línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro
S/E CARDONES
0
1
0
1
1
0
0
0
0
1
1
0
1
SVS
S/E CARDONES
CT GUACOLDA
~
G
~
G
~
G
1
~
G
SVS
1
0
9
6
0
0
6
0
1
S/E MAITENCILLO
S/E MAITENCILLO
S/E PUNTA COLORADA
0
0
0
S/E PAN DE AZÚCAR
S/E PAN DE AZÚCAR
1
9
9
4
0
0
SVS
1
SVS
4
1
0
0
Hacia S/E Las Pal m as 220kV
Figura 3-2: Zona de Influencia de la obra.
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3.1 Información Recibida
De acuerdo a la documentación suministrada por ABB Chile s.a., el tendido del primer circuito
de la nueva línea de transmisión 2x220kV Cardones – Diego de Almagro presentará las
características técnicas que se detallan a continuación.
3.1.1 Línea de transmisión 1x220kV Cardones – Diego de Almagro
La vinculación entre las SS/EE Cardones y Diego de Almagro se realiza mediante una línea
aérea compuesta por torres capaces de sostener dos circuitos paralelos. De acuerdo a la
información suministrada, la geometría de torre utilizada para modelar la línea en el software de
simulación se muestra en la Figura 3-3.
Figura 3-3: Estructura de la torre de la nueva línea de transmisión.
Así, observando la figura anterior, se obtiene que la disposición de los conductores y el cable
de guarda es la siguiente:
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Fase
X[m]
A
3.64
B
4.14
C
3.79
Cable de Guarda
0
Tabla 3-1: Disposición de los conductores y
Y[m]
42.81
37.81
32.81
46.39
cable de guarda
Los conductores utilizados para las líneas son:

AAAC 927.2MCM Greeley

Cable de guarda OPGW
El detalle con las capacidades del conductor a distintas temperaturas se muestran en la Figura
3-4, y las características técnicas del mismo se resumen en la Tabla 3-2.
Figura 3-4: Características eléctricas de la capacidad del conductor. Ver documento “Anexo14_Det.Conductor_rev0.pdf”,
página 19
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Datos del Conductor
Tipo
Greeley 927.2MCM AAAC
Sección nominal [mm2]
469,88
Diámetro [mm]
28,14
Resistencia DC a 20°C [Ω]
0,0713
Corriente nominal [A]
0,823
Tensión [kV]
220
Longitud [km]
156
Cable de Guarda
Tipo
Diámetro total [mm]
Resistencia DC a 20°C [Ω]
OPGW
13,3
0,62
Tabla 3-2: Características técnicas de los conductores
3.1.1.1 Modelado de la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro
A continuación se muestran los parámetros del modelo de la línea de transmisión que conecta
a la S/E Cardones 220kV con la S/E Diego de Almagro 220kV. El modelo toma en cuenta la
geometría de la torre (ver Figura 3-3), así como las características del conductor utilizado y una
resistividad del terreno de 300Ωm.
De esta manera, los parámetros eléctricos de la nueva línea de transmisión se detallan en la
siguiente tabla:
Parámetros de secuencia Positiva
Resistencia [Ω/km]
0,07309
Reactancia [Ω/km]
0,3984
Susceptancia [μS/km]
2,8979
Parámetros de secuencia Cero
Resistencia [Ω/km]
0,3468
Reactancia [Ω/km]
1,1581
Susceptancia [μS/km]
1,4665
Tabla 3-3: Parámetros eléctricos calculados de la línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito
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4 ACONDICIONAMIENTO DE LA BASE DE DATOS
4.1 Generalidades
La preparación de la base de datos (BD) para el estudio de estabilidad transitoria considera
la construcción de una base de datos del SIC que represente la operación del sistema para el
periodo de estudio, incluyendo el tendido del primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones
– Diego de Almagro. Se ha utilizado como punta de partida la base de datos oficial del CDEC-SIC
con fecha de publicación en el mes de marzo de 2015, y se ha adecuado de la siguiente manera:
Proyección de la demanda: Utilizando la información disponible a través de los sitios del
CDEC-SIC y de la Comisión Nacional de Energía (CNE), se realizan proyecciones de demanda
residencial e industrial para septiembre de 2015. Específicamente se utiliza la información
disponible en el Informe Técnica Definitivo (ITD) para fijación de precio de nudo de abril de 2015.
Nuevos proyectos: Igualmente se incorporan los nuevos proyectos de transmisión y
generación previstos en el SIC para la fecha de puesta en servicio del proyecto en estudio, según
la información disponible a través del sitio del CDEC-SIC y de la CNE. Específicamente se utiliza el
“Catastro de Nuevos Proyectos Informados al CDEC”, con fecha 1 de abril de 2015.
Despacho de generación: En lo que respecta al balance generación – demanda, se ajusta
la generación del SIC para abastecer los niveles de demanda requeridos en escenarios futuros. El
despacho se realiza aplicando criterios simplificados que consideran el orden económico esperado
de las unidades generadores del SIC, aspectos característicos del estudio y de la zona de influencia
del tendido del primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, como
también las características de mínimo y máximo técnico de las centrales disponibles en la página
web del CDEC-SIC. Si bien este criterio aplica para el caso base, ciertos escenarios (sensibilidades)
pueden considerar criterios de despacho específicos, con el objetivo de representar una condición
operativa específica.
Las diversas modificaciones a la base de datos se realizan utilizando las herramientas
“Variations/Expansion Stages”, “Operation Scenarios” y “Study Cases”, lo que permite una total
trazabilidad sobre los cambios realizados a la base de datos original del CDEC-SIC.
4.2 Proyección de la demanda
La proyección de la demanda se realiza en base a distintos escenarios operativos, cada uno
representativo de un nivel de demanda actual para el SIC. La base de datos del CDEC-SIC propone
distintos tipos de escenarios según la condición operativa del SIC.
En el SIC, debido principalmente a la gran cantidad de clientes regulados (mayoritariamente
consumos de tipo comercial y residencial), existe una fuerte variación en el nivel de demanda en
los consumos, presentando diferencias en lo que respecta al nivel de carga intradiario y el tipo de
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día en consideración (laboral/sábado/domingo). Para cada uno de los tipos de día indicados
previamente existen tres niveles de demanda: Alta –Media – Baja.
Para el análisis de interconexión en el SIC de la nueva línea, se propone el análisis de dos
escenarios base del cual se elaboraran los escenarios de estudio respectivos. Un escenario base de
demanda alta y un escenario base de demanda baja. El escenario de demanda alta, en el cual existe
una alta utilización de los elementos del sistema de transmisión, tiene por objetivo verificar
problemas de congestiones y subtensiones en la zona de influencia. Por otro lado, el escenario de
demanda baja, permite analizar posibles problemas de sobretensiones o de distribución de los flujos
debido a la baja en los consumos residenciales locales.
La estimación de la demanda futura, industrial y residencial, al año 2015, considera la
información elaborada por la CNE en el ITD de abril de 2015.
Dado que, en el ITD de Abril de 2015 no se indican las tasas de crecimiento para los clientes
regulados y libres para el presente año, se utilizará como información base la previsión de la
demanda en el SIC del año 2014 según el ITD de Octubre de 2014. Así, considerando la previsión
de demanda para el año 2014 (ITD Octubre 2014) y la del año 2015 (ITD Abril 2015) se pueden
determinar las tasas de crecimiento para el año 2015.
Previsión de Demanda SIC [GWh] - ITD Octubre 2014
Regulado
Libre
Total
31.042
17.823
48.865
Previsión de Demanda SIC [GWh] - ITD Abril 2015
Año
Regulado
Libre
Total
2015
32.275
18.799
51.075
Tasas de Crecimiento SIC [%]
Año
Regulado
Libre
Total
2015
3,97%
5,48%
4,52%
Año
2014
Tabla 4-1: Previsión de demanda – ITD Octubre 2014 e ITD Abril 2015.
Como se mencionó con anterioridad, el punto de partida corresponde a la base de datos del
SIC con niveles de demanda correspondientes a marzo de 2015. Para realizar el escalamiento se
tiene en cuenta el crecimiento desde dicha fecha a septiembre de 2015. Por lo tanto, se afectará a
la demanda de marzo de 2015 con un factor correspondiente al crecimiento anual estimado para
septiembre de 2015.
Los factores de crecimiento calculados para el escalamiento de la demanda se muestran en
la Tabla 4-2.
Marzo - Septiembre 2015
Regulado
1,0199
Libre
1,0274
Tabla 4-2: Factor de crecimiento
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De esta manera, los niveles de demanda esperados (alta y baja) para la fecha de estudio se
detallan en la Tabla 4-3.
Resumen Escenarios Base de Demanda [MW]
Demanda
Marzo 2015
Septiembre 2015
Regulados
Libres
Regulados
Libres
Alta
5050,92
1885,65
5144,79
1945,96
Baja
2690,42
1862,99
2740,64
1883,07
Tabla 4-3: Demandas totales marzo y septiembre de 2015.
4.3 Nuevos proyectos de generación y transmisión
La representación de los escenarios futuros considera la incorporación de las obras previstas
para la expansión del sistema de transmisión y de la matriz energética del SIC. Se deben modelar
las modificaciones topológicas y expansiones que se tienen consideradas para el sistema de
transmisión y el parque generador del SIC. Este estudio considera la inclusión de los nuevos
proyectos cuya fechas previstas de entrada en servicio sean anteriores a septiembre de 2015.
La selección de los proyectos relevantes a incluir en este estudio se basa en la información
publicada por el CDEC-SIC en el documento “Catastro de Nuevos Proyectos Informados al CDEC”,
con fecha de publicación 1 de abril de 2015.
La Tabla 4-4 muestra los proyectos de generación considerados en el acondicionamient5o de
la base de datos.
Fecha de entrada
Mes
Año
Marzo
2015
Marzo
2015
Abril
2015
Junio
2015
Junio
2015
Junio
2015
Junio
2015
Julio
2015
Julio
2015
Julio
2015
Julio
2015
Julio
2015
Julio
2015
Agosto
2015
Septiembre 2015
Septiembre 2015
Catastro de Proyectos de
Potencia [MW]
Generación (Construcción)
Río Picoiquén
19
El Pilar Los Amarillos
2.2
Lalackama E a II
16
Los Guindos
132
Papeles Cordillera S.A.
50
Conejo E a I
108
Luz del Norte E a I
36
La Montaña I
3
El Paso
60
Itata
20
Malalcahuello
9,2
Carilafquén
19,7
Luz del Norte E a II
38
Doña Carmen
70
CMPC Tissue
22
Chaka
40
Tabla 4-4: Proyectos de generación en construcción
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Por otro lado, se incluyen las modificaciones y/o expansiones al sistema de transmisión del
SIC. La Tabla 4-5 incluye un detalle del plan de obras asociados a la expansión del sistema de
transmisión.
Fecha de entrada
Catastro de Proyectos de Transmisión
Capacidad
(Construcción)
Nominal [MVA]
Mes
Año
Abril
2015 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I
Agosto
2015 Segundo Autotransformador S/E Ancoa
750
Septiembre 2015 Línea Ancoa - Alto Jahuel 2x500kV: primer circuito
1400
Tabla 4-5: Proyectos de transmisión en construcción.
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5 ZONA DE INFLUENCIA
En este capítulo se realiza una breve descripción de las principales características del SIC
Norte y especialmente de la zona de interés.
El SIC Norte tiene una estructura de red troncal, compuesta principalmente por líneas de
transmisión de 2x220kV de aproximadamente 400MVA de capacidad, con excepción de los enlaces
existentes al norte de la S/E Maitencillo. El detalle con las capacidades de las líneas de transmisión
del SIC Norte se muestran en la Tabla 5-1.
Capacidades de las líneas de transmisión de la Zona de Influencia
Nombre
Tipo
Paposo - Diego de Almagro C1
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220kV
San Andrés - Carrera Pinto 220kV
Cardones - San Andrés 220kV
Maitencillo - Cardones C1
Punta Colorada - Maitencillo C1
Punta Colorada - Maitencillo C2
Pan de Azúcar - Punta Colorada C1
Pan de Azúcar - Punta Colorada C2
ACAR 1400MCM
ACAR 1400MCM
AASC 740.8MCM
AASC 740.8MCM
AASC 740.8MCM
AASC 740.8MCM
Gua FLINT 740.8MCM
Gua FLINT 740.8MCM
AAAC FLINT
AAAC FLINT
AAAC FLINT
AAAC FLINT
I [kA] S [MVA]*
0,748
0,748
0,518
0,518
0,518
0,518
0,762
0,762
0,518
0,518
0,518
0,518
285
285
197,4
197,4
197,4
197,4
290,4
290,4
197,4
197,4
197,4
197,4
*: Capacidad calculada en base a condiciones nominales, 220kV.
Tabla 5-1: Capacidades de las líneas de transmisión del SIC Norte.
Se destaca que el punto de congestión de la generación existente en la zona norte de la S/E
Cardones corresponde a la línea de simple circuito 1x220kV Cardones –
San Andrés, con una
capacidad nominal de ~197MVA.
Con respecto a la capacidad de generación del SIC Norte, se establece que el polo de
generación más importante se encuentra en la S/E Maitencillo, donde se vinculan al sistema las
cuatro unidades de la central CT Guacolda. Esta central tiene una capacidad de generación total de
hasta 600MW (4x150MW) y permite abastecer gran parte de los consumos del sistema norte.
Otro importante polo de generación corresponde a las unidades que se encuentran al norte
de la S/E Cardones 220kV. Acá, se destaca la generación proveniente de la S/E Paposo (CT Taltal)
con una capacidad de generación de hasta 240MW, y las grandes inyecciones de potencia por parte
de las centrales ERNC. Se destaca que en esta zona, producto de los altos niveles de radiación
solar, la principal fuente de generación ERNC corresponde a parques fotovoltaicos. Para la fecha de
puesta en servicio del tendido del primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de
Almagro la capacidad instalada de generación fotovoltaica es de ~739MVA.
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Finalmente, considerando las congestiones existentes en la zona de interés, la entrada del
primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro provee una redundancia
de vínculo entre ambas subestaciones, lo que tiene como consecuencia un aumento en la capacidad
exportadora de generación de las centrales conectadas al norte de la S/E Cardones. Así, se prevé
que las restricciones operativas de las líneas de transmisión se dan en los tramos 2x220kV
Maitencillo – Punta Colorada y 2x220kV Punta Colorada – Pan de Azúcar, las cuales están
fuertemente ligadas al nivel de despacho de las unidades de la central CT Guacolda.
En la Figura 5-1 se muestra un diagrama unilineal simplificado de la zona de influencia del
proyecto en estudio.
Figura 5-1: Diagrama unilineal simplificado de la zona de influencia
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6 ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA
Este apartado tiene por objetivo estudiar mediante herramientas de comportamiento estático
(flujos de carga), tanto la factibilidad técnica de la nueva línea de transmisión, como el impacto
sobre el SIC de la incorporación de la misma, especialmente en la zona de influencia.
El enfoque inicial del análisis de flujos de carga consiste en verificar el funcionamiento del SIC
considerando esta nueva línea, ya sea en condiciones normales de operación (RED N), como ante
condiciones de simple contingencia (RED N-1). Para esto se verifica que los valores de las tensiones
de las barras y de la carga de los elementos que componen el SIC se encuentren dentro del rango
de operación normal establecido por la NTSyCS.
Para la realización de este estudio se desarrollan diversos escenarios, cuyas características
obedecen a las especificaciones entregadas por la dirección de operación (DO) del CDEC-SIC a
través de la carta D.O. N°0064/2015, la cual determina el estudio de, a lo menos, las siguientes
características para los escenarios de operación:
 Nivel de demanda de los escenarios
o
Demanda alta día laboral – Septiembre 2015
o
Demanda baja día domingo – Septiembre 2015
 Casos específicos de despacho de generación
o
Caso 1: Central Guacolda en servicio (4 unidades)
o
Caso 2: Central Guacolda en servicio (4 unidades) y la unidad U1 de la central Taltal.
Así, se confeccionan un total de 4 escenarios, cuyas características se especifican en la
siguiente tabla:
Demanda Escenario
Disponibilidad de centrales
Disponible () / Indisponible ()
U1
Baja
Alta
Baja
Alta
EE01
EE02
EE03
EE04




CT Guacolda
U2
U3








U4
CT Taltal
U1
U2












Tabla 6-1: Resumen de escenarios de operación
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6.1 Escenarios de estudio
En este apartado se resumen las principales características de los escenarios sobre los cuales,
además de evaluar el impacto en condiciones normales de operación del SIC (RED N), se realizan
distintas contingencias simples (RED N-1).
Los escenarios deben representar condiciones factibles de operación del sistema, como
también particularidades que resulten relevantes ante la interconexión de la nueva obra de
transmisión.
Por otro lado, como se mencionó con anterioridad, la operación del sistema norte del SIC se
encuentra restringida por las capacidades de transmisión de las líneas 1x220kV Cardones – San
Andrés, para las unidades conectadas al norte de la S/E Cardones 220kV (ERNC + CT Taltal); y por
el doble circuito 2x220kV Maitencillo – Punta Colorada, para las unidades conectadas al norte de la
S/E Punta Colorada 220kV (ERNC + CT Taltal + CT Guacolda). De esta manera, cada uno de los
escenarios de operación presentados en la sección anterior, son elaborados teniendo como
referencia un criterio específico de despacho de generación. El criterio a utilizar es el que resulte
más conservador para la conexión de la nueva línea. Particularmente, se controlan, a través de la
consigna de generación de cada unidad, las transferencias por las líneas que generan restricciones
en la potencia despachada del sistema norte del SIC. Los criterios utilizados para determinan el
despacho de las unidades generadoras son los siguientes:

Máxima generación fotovoltaica posible. Si se presentan congestiones en las líneas de
transmisión, la capacidad disponible de transporte se divide de manera igualitaria entre
todas las unidades fotovoltaicas en servicio.

En los casos en que la carta de operación de la DO del CDEC-SIC solicita un despacho forzado
de la unidad U1 de la central térmica Taltal, se dará prioridad a la generación disponible por
parte de esta central, y la capacidad remanente de la línea de transmisión que establece las
limitaciones en la generación se dividirá de manera proporcional entre las unidades
fotovoltaicas en servicio.

Una vez determinada la generación por parte de las unidades ubicadas al norte de la S/E
Cardones 220kV, se procede a determinar el despacho por parte de las unidades de la
central Guacolda. La inyección de potencia por estas unidades se encuentra limitada por la
capacidad de transmisión remanente de la línea 2x220kV Maitencillo – Punta Colorada.
Gracias al ERAG/EDAG implementado en las líneas al norte de la S/E Maitencillo 220kV, la
capacidad de transmisión por parte de estas líneas aumenta, logrando transferencias en
régimen permanente cercanas a su capacidad nominal. De esta manera, se logra una
utilización eficiente de la capacidad disponible del sistema de transmisión del SIC Norte.
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Si bien se utilizan criterios simplificados de despacho hidrotérmico a mínimo costo para todo
el SIC, estos criterios de despacho son específicos para el área bajo estudio y por lo tanto, el
despacho del resto del SIC se mantendrá inalterado en estos escenarios.
A continuación se presentan las características principales de cada uno de estos escenarios
en condiciones de RED N, indicando el despacho de las centrales, la carga de los elementos cercanos
al punto de conexión de la línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito,
y las tensiones de las barras importantes cercanas a dicha línea.
Se destaca que las tensiones en barras de la zona de influencia son registradas y mostradas
en cada escenario de acuerdo a su respectiva tensión de servicio. Conforme a lo indicado en la
NTSyCS, el rango de operación normal para las instalaciones del sistema de transmisión con tensión
nominal igual o superior a 220kV e inferior a 500kV es 0.95pu < V < 1.05pu respecto a su tensión
de servicio, la cual se define en el documento “Estudio de Tensiones de Servicio”, publicada en
noviembre de 2013 por la dirección de operación del CDEC-SIC.
Específicamente, las tensiones de servicio de las barras ubicadas en la zona de influencia se
muestran en la Tabla 6-2.
Barra de 220kV
Tensión de servicio
kV
Paposo
Diego de Almagro
Carrera Pinto
Cardones
Maitencillo
Guacolda
Punta Colorada
Pan de Azúcar
Las Palmas
Los Vilos
Choapa
Nogales
228
224
224
224
226
230
226
226
226
226
226
226
Rango de Operación
Estado Normal
Estado de Alerta
1.05pu 0.95pu 1.07pu
0.93pu
kV
kV
kV
kV
239,4
235,2
235,2
235,2
237,3
241,5
237,3
237,3
237,3
237,3
237,3
237,3
216,6
212,8
212,8
212,8
214,7
218,5
214,7
214,7
214,7
214,7
214,7
214,7
244
239,7
239,7
239,7
241,8
246,1
241,8
241,8
241,8
241,8
241,8
241,8
212
208,3
208,3
208,3
210,2
213,9
210,2
210,2
210,2
210,2
210,2
210,2
Tabla 6-2: Tensiones de servicio de la zona de influencia
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6.2 Análisis en condiciones normales de operación (RED N)
A continuación se verifica el estricto cumplimiento de los requerimientos estipulados en la
NTSyCS para todos los escenarios de operación confeccionados para este estudio. Es decir, se
verifica que la carga de los elementos no sea mayor a su capacidad normal de operación y que las
tensiones en las barras se encuentren dentro de la banda de operación normal.
En función de los escenarios desarrollados, se define un conjunto de barras y líneas de interés,
las cuales determinan el área de influencia que se considera en el estudio. En las siguientes tablas,
se resumen los resultados más significativos para los efectos de este estudio, incluyendo
información global de los despachos de las unidades generadoras de interés, los niveles de
transferencias de las líneas del sistema y de las tensiones en barras del SIC Norte.
Así, en la Tabla 6-3 se muestran las principales características de los escenarios desarrollados
proyectados a septiembre de 2015.
Se puede verificar que, para CONDICIONES DE RED N, no existen violaciones en los
niveles de carga de los elementos serie del sistema ni tensiones fuera del rango de
operación normal estipulado por la NTSyCS para ninguno de los escenarios analizados en
este estudio.
Se destaca que el detalle de los flujos de carga en RED N de todos los escenarios puede ser
consultado en el Anexo N°1 – Flujos de Carga.
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Escenario
Líneas de transmisión de interés
Generación
Nombre
Fotovoltaica: 371MW (58%)
E01
Térmica: 568MW
(CT Guacolda)
E02
Térmica: 552MW
(CT Guacolda)
E03
Térmica: 716MW
(CT Guacolda+U1 CT Taltal)
E04
Térmica: 688MW
(CT Guacolda+U1 CT Taltal)
Tensiones en Barras
S[MVA]
Carga[%]
Nombre
V[pu]
Cardones - San Andrés
123,3
59,6
Paposo
1,03
Cardones - Diego de Almagro
78,7
23,6
Diego de Almagro
1,03
Maitencillo - Punta Colorada C1
185,5
89,3
Cardones
1,02
185,5
89,3
Maitencillo
1,03
Punta Colorada - Pan de Azúcar C1
179,2
89,0
Punta Colorada
0,99
179,2
89,0
Pan de Azúcar
0,97
125,3
59,9
Paposo
1,04
81,1
24,1
Diego de Almagro
1,04
182,5
87,0
Cardones
1,04
182,5
87,0
Maitencillo
1,03
184,8
89,8
Punta Colorada
1,02
184,9
89,8
Pan de Azúcar
1,01
112,1
54,2
Paposo
1,01
86,1
26,0
Diego de Almagro
1,02
187,4
89,4
Cardones
1,03
187,4
89,4
Maitencillo
1,03
182,4
88,4
Punta Colorada
1,02
182,4
88,4
Pan de Azúcar
1,01
116,4
55,6
Paposo
1,03
88,8
26,4
Diego de Almagro
1,04
180,7
86,1
Cardones
1,04
180,7
86,1
Maitencillo
1,04
183,1
88,8
Punta Colorada
1,02
183,1
88,8
Pan de Azúcar
1,01
Tabla 6-3: Resumen de los resultados de los flujos de potencia para los escenarios en estudio
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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NTSyCS
Cumple RED N




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A modo ilustrativo, se presentarán a continuación el detalle del análisis en condiciones
normales de operación de los siguientes escenarios de operación:
6.2.1 CT Guacolda en servicio_ Unidad U1 CT Taltal fuera de servicio_ demanda Baja
Este caso de estudio permite estudiar el comportamiento estático del sistema en condiciones
de RED N, considerando el máximo despacho posible por parte de las unidades fotovoltaicas y por
las unidades de la central Guacolda.
La potencia proveniente de los parques fotovoltaicos ubicados al norte de la S/E Cardones
220kV es evacuada directamente por las líneas 1x220kV Cardones – San Andrés y la nueva línea
1x220kV Cardones – Diego de Almagro hacia los distintos consumos situados en la zona norte del
SIC. Así, los escenarios de operación se han elaborado considerando que el tramo más limitante es
Cardones – San Andrés, el cual posee una capacidad de transmisión de ~197MVA a 25°C.
Dado el criterio utilizado para desarrollar los escenarios de operación, se pueden identificar
respuestas muy similares para un mismo caso de operación. No obstante, a fin de presentar el
comportamiento del sistema en condiciones normales de operación, se mostrarán los resultados
del flujo de carga del escenario E01.
La Figura 6-1 muestra los resultados del flujo de potencia para este escenario. Acá, se puede
observar que el máximo despacho posible por parte de las unidades fotovoltaicas es de un 58%,
equivalentes a 371MW. Asimismo, el despacho de las unidades de la central Guacolda se encuentra
restringido a 142MW. Bajo estas condiciones, las transferencias de potencia por el tramo Cardones
– San Andrés son de ~124MVA, mientras que las transferencias por las líneas 2x220kV Maitencillo
– Punta Colorada y 2x220kV Punta Colorada – Pan de Azúcar son de ~371MVA y ~359MVA,
respectivamente.
En la siguiente tabla se muestran los niveles de transferencias por las líneas de la zona de
influencia, despachos de las unidades generadores de interés y las tensiones en barras cercanas a
la nueva línea.
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Escenario - E01
Generación - Zona de Influencia
Fotovoltaica
Térmica
P[MW] [%]
P[MW]
371 (58%)
4x142
(CT Guacolda)
Transmisión
Tensiones
Elementos de interés
Nombre
S[MVA] Carga[%] Cumple RED N
Barras
Tensión de
servicio V[pu] ¿NTSyCS?
[kV]
Nombre
Cardones - Diego de Almagro 1x220kV
78,7
23,6

S/E Punta Colorada
226
0,99

123,3
59,6

S/E Carrera Pinto
224
1,03

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV
57,7
27,8

S/E Diego de Almagro
224
1,03

Maitencillo - Cardones 220kV L1
18,9
9,2

S/E Paposo
228
1,03

18,0
5,2

S/E Cardones
224
1,02

18,0
5,2

S/E Maitencillo
226
1,03

Pan de Azúcar - Don Goyo
96,1
42,9

S/E Pan de Azúcar
226
0,97

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1
179,2
89,0

S/E Nogales
226
0,99

179,2
89,0

S/E Los Vilos
226
0,99

Pan de Azúcar - Tap Don Goyo L1
95,5
42,7

S/E Las Palmas
226
0,99

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1
185,5
89,3

S/E San Andrés
224
1,03

89,3

185,5

Tabla 6-4: Generación/Niveles de Carga/Tensiones de la zona de influencia de la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
26/77
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PV DIEGO DE ALMAGRO
20,3
-2,8
0,4
-0,1
5,0
-0,7
5,0
-0,7
1,9
-0,3
PV JAVIERA
1,7
-0,2
4,6
-0,6
18,4
-2,6
PV CONEJO
PV LALACKAMA
PV LALACKAMA 2
62,6
-8,8
9,3
-1,3
31,9
-4,5
18,4
-2,6
G
~
39,45
13,32
27,39
23,29
1
G
~
39,42
12,96
0
0
1
14
1
1
1,3
-0,2
14
1,7
-0,1
0
39,4
-5,5
CT TALTAL
0
27,31
23,21
23,2
-3,2
112,72
1,025
61,46
234,87
1,068
63,41
PV CHAÑARES
DIgSILENT
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PV EL PILAR
56,08
27,06
66,26
22,14
42,80
14,30
231,02
1,050
60,59
S/E PAPOSO
57,70
27,84
78,71
23,64
0,3
0,3
PE TALTAL
54,22
27,84
0
S/E CARRERA PINTO
PV SAN ANDRÉS
231,67
1,053
58,85
95,13
45,77
9,1
-1,3
9,1
-1,3
3,3
-0,5
7,4
-1,0
0,0
-0,1
94,07
45,77
230,43
1,047
56,99
20,9
-2,9
123,31
59,64
0,0
-0,1
22,0
-3,1
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
20,8
-3,0
33,5
-4,8
122,35
59,64
75,54
23,64
S/E CARDONES
229,52
1,043
55,37
1,3
1,2
18,02
5,21
18,02
5,21
18,95
9,20
53,79
69,47
50,14
64,75
0
49,53
64,01
1
0
1
1
0
0
0
1
0
-119,3
49,31
64,75
1
SVS
52,90
69,47
1
120,59
0
48,75
64,01
S/E CARDONES
116,77
1,062
50,45
CT GUACOLDA
~
G
~
G
~
G
142,0
3,5
142,0
0,4
142,0
1,1
142,0
0,4
1
~
G
SVS
10,30
0
6
0
6
-10,1
1
0
1
137,91
40,40
130,43
38,21
137,91
40,40
9
1,56
5,21
1,56
5,21
1,65
9,20
0
130,43
38,21
0,2
0,6
42,80 43,87
47,80 49,74
44,50
49,74
42,76
47,80
S/E MAITENCILLO
114,32
1,039
52,05
231,70
1,053
55,32
185,54
89,26
185,54
89,26
179,07
89,26
179,07
89,26
S/E MAITENCILLO
S/E PUNTA COLORADA
224,30
1,020
46,64
179,16
89,03
179,16
89,03
174,69
89,03
174,69
89,03
0
0
0
S/E PAN DE AZÚCAR
S/E PAN DE AZÚCAR
220,28
1,001
39,41
-4,8
13,2
-4,8
13,2
9
9
96,08
42,90
95,53
42,65
78,15
34,90
109,32
0,994
35,49
1
39,69
46,00
38,20
53,52
38,47
53,524
39,40
46,00
0
0
5,33 -10,2
SVS
1
4,48 -9,4
SVS
4
0
1
0
Load Flow Balanced
Nodes
Branches
Ul, Magnitude [kV] Apparent Power [MVA]
u, Magnitude [p.u.] Loading [%]
Static Generator
Active Power [MW]
Reactive Power [Mvar]
Shunt/Filter
Static Var System
Synchronous Machine
Active Power [MW]
2-Winding Transformer
Loading [%]
U, Angle [deg]
Figura 6-1: Flujo de potencia en Zona de Influencia – Escenario E01
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
27/77
Tel +54 341 451 6422 (+rot)
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6.2.2 CT Guacolda en servicio_ Unidad U1 CT Taltal en servicio_ demanda Alta
Este caso de estudio permite estudiar el comportamiento estático del sistema en condiciones
de RED N, considerando el máximo despacho por parte de la unidad U1 de la central Taltal, por
parte de las unidades fotovoltaicas y por las unidades de la central Guacolda.
Al igual que en el caso anterior, la totalidad de la generación proveniente de las unidades al
norte de la S/E Cardones se transmite por las líneas 1x220kV Cardones – San Andrés y la nueva
línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro hacia los distintos consumos situados en la zona norte
del SIC. No obstante, en este caso, se dará prioridad a la generación proveniente de la unidad U1
de la central Taltal (120MW), limitando la generación fotovoltaica de la zona a la capacidad
remanente resultante de estas líneas de transmisión.
A continuación se mostrarán los resultados del flujo de carga del escenario E04. Así, en la
Figura 6-2 se muestran los resultados del flujo de potencia para este escenario. Acá, se puede
observar que el máximo despacho posible por parte de las unidades fotovoltaicas se reduce en
comparación con el caso anterior a un 36%, equivalentes a 230MW. Asimismo, el despacho de
las unidades de la central Guacolda se encuentra restringido a 142MW. Bajo estas condiciones, las
transferencias de potencia por el tramo Cardones – San Andrés son de ~117MVA, mientras que
las transferencias por las líneas 2x220kV Maitencillo – Punta Colorada y 2x220kV Punta Colorada –
Pan de Azúcar son de ~361MVA y ~366MVA, respectivamente.
En la siguiente tabla se muestran los niveles de transferencias por las líneas de la zona de
influencia, despachos de las unidades generadores de interés y las tensiones en barras cercanas a
la nueva línea.
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
28/77
Tel +54 341 451 6422 (+rot)
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Escenario - E04
Generación
Fotovoltaica
Térmica
P[MW] [%]
P[MW]
230 (36%)
4x142 + 120
(CT Guacolda +
U1 CT Taltal)
Transmisión
Tensiones
Barras
Nombre
Nombre
Tensión de
V[pu] ¿NTSyCS?
servicio [kV]
88,8
26,4

S/E Punta Colorada
226
1,02

116,4
55,6

S/E Carrera Pinto
224
1,05

79,2
37,8

224
1,04

15,8
7,6

S/E Paposo
228
1,03

15,1
4,3

S/E Cardones
224
1,04

15,1
4,3

S/E Maitencillo
226
1,04

Pan de Azúcar - Don Goyo
98,4
42,5

S/E Pan de Azúcar
226
1,01

183,1
88,8

S/E Nogales
226
0,98

183,1
88,8

S/E Los Vilos
226
0,99

98,0
42,3

S/E Las Palmas
226
1,00

180,7
86,1

S/E San Andrés
224
1,04

180,7
86,1


P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
29/77
Tel +54 341 451 6422 (+rot)
0,2
-0,0
3,1
-0,4
3,1
-0,4
1,2
-0,2
1,1
-0,2
2,9
-0,4
11,4
-1,6
PV CONEJO
PV LALACKAMA
PV LALACKAMA 2
38,9
-5,5
5,8
-0,8
19,8
-2,8
11,4
-1,6
36,79
12,05
18,78
15,66
1
G
~
85,39
27,97
0
0
1
14
1
1
0,8
-0,1
14
1,0
-0,7
0
24,5
-3,5
CT TALTAL
0
18,76
15,64
14,4
-2,1
114,93
1,045
50,47
G
~
12,6
-1,8
PV JAVIERA
120,0
-9,6
PV DIEGO DE ALMAGRO
235,63
1,071
57,47
PV CHAÑARES
DIgSILENT
Ir al índice
PV EL PILAR
38,18
18,23
102,24
33,81
82,12
27,16
233,41
1,061
51,10
S/E PAPOSO
79,22
37,83
88,84
26,41
3,2
3,0
PE TALTAL
75,75
37,83
0
S/E CARRERA PINTO
PV SAN ANDRÉS
234,37
1,065
48,74
99,46
47,30
5,6
-0,8
5,6
-0,8
2,1
-0,3
4,6
-0,7
0,0
-18,8
98,18
47,30
233,45
1,061
46,83
13,0
-1,8
116,42
55,58
0,0
-18,8
13,7
-1,9
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
12,9
-1,8
20,7
-3,0
115,47
55,58
84,82
26,41
S/E CARDONES
232,74
1,058
45,34
4,5
4,3
15,06
4,29
15,06
4,29
15,79
7,56
55,24
71,90
51,48
67,01
0
50,86
66,24
3
0
3
3
0
0
0
1
0
-121,7
50,83
67,01
1
SVS
54,54
71,90
1
126,15
0
50,24
66,24
S/E CARDONES
116,30
1,057
40,43
CT GUACOLDA
~
G
~
G
~
G
142,0
-5,5
142,0
-6,4
142,0
-6,8
142,0
-6,4
1
~
G
SVS
15,07
0
3
0
3
-10,0
1
0
1
139,03
40,39
131,51
38,21
139,03
40,39
9
4,36
4,29
4,36
4,29
4,42
7,56
0
131,51
38,21
5,1
13,2
52,72 53,90
56,46 58,59
54,31
58,59
52,33
56,46
S/E MAITENCILLO
118,42
1,077
41,24
234,07
1,064
45,28
180,74
86,06
180,74
86,06
175,47
86,06
175,47
86,06
S/E MAITENCILLO
S/E PUNTA COLORADA
229,82
1,045
36,97
183,15
88,82
183,15
88,82
179,30
88,82
179,30
88,82
0
0
0
S/E PAN DE AZÚCAR
S/E PAN DE AZÚCAR
227,87
1,036
29,93
7,4
19,7
7,4
19,7
9
9
98,35
42,45
97,96
42,28
73,91
31,92
116,81
1,062
26,75
1
39,89
42,80
33,44
43,84
34,05
43,840
39,17
42,80
0
0
17,52 -10,2
SVS
1
16,67 -9,4
SVS
0
0
1
0
Load Flow Balanced
Nodes
Branches
Static Generator
Active Power [MW]
Shunt/Filter
Static Var System
Synchronous Machine
Active Power [MW]
Loading [%]
U, Angle [deg]
Figura 6-2: Flujo de potencia en Zona de Influencia – Escenario E04
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
30/77
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6.3 Análisis ante la ocurrencia de una contingencia simple (RED N-1)
En este apartado se analiza la respuesta de los escenarios de operación planteados frente a
la ocurrencia no simultánea de las siguientes contingencias simples, de acuerdo a lo estipulado en
la carta de la DO N°0064/2015 por parte de la dirección de operación del CDEC-SIC:
1. Salida de servicio de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del
primer circuito.
2. Salida de servicio de la línea 1x220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto.
3. Salida de servicio de la de línea 1x220kV Cardones – San Andrés.
4. Salida de servicio de los transformadores 220/110kV de la S/E Diego de Almagro.
5. Salida de servicio de una unidad de la central Taltal (solo en el caso que esta unidad se
encuentre en servicio).
En la Figura 6-3, se muestra un diagrama unilineal simplificado de la zona de influencia con
las contingencias establecidas previamente.
A continuación, en la Tabla 6-6 y en la Tabla 6-7 se muestran los principales resultados
obtenidos ante estas contingencias para todos los escenarios de estudio.
Se evidencia que, para ninguno de los escenarios planteados, no se registran
sobrecargas en los elementos cercanos a la obra “2x220kV Cardones – Diego de Almagro,
tendido del primer circuito”, ni tampoco tensiones en barra fuera del rango de condición
normal estipulado por la NTSyCS, para todas las contingencias definidas anteriormente.
Se destaca que el detalle de los flujos de carga en RED N-1 de todos los escenarios puede ser
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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Figura 6-3: Esquematico simplificado con las contingencias a estudiar
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
32/77
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Escenario
Contingencia
Maitencillo - Punta Colorada C1/C2
Línea 1x220kV Diego de Almagro - Carrera Pinto
Línea 1x220kV Cardones - San Andrés
Transformadores 220/110kV de S/E Diego de Almagro Cardones - Diego de Almagro
Línea 1x220kV Cardones - Diego de Almagro
E01
E02
Nombre
Tensiones en Barras
S[MVA] Carga[%]
199,1
0,0
183,8
70,8
131,8
185,2
0,0
200,6
182,8
109,0
63,9
173,2
201,8
0,0
180,4
70,8
136,0
186,5
0,0
204,4
184,2
109,2
64,3
173,3
96,9
0,0
88,5
34,4
39,8
89,1
0,0
60,4
88,0
52,5
19,0
83,1
97,2
0,0
86,2
34,0
40,7
89,0
0,0
61,1
88,0
51,9
19,1
82,4
Nombre
V[pu]
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
1,03
1,02
1,02
1,03
1,02
1,03
1,03
1,02
1,02
1,04
1,03
1,03
1,04
1,03
1,03
1,03
1,04
1,03
1,02
1,04
1,00
1,06
1,04
1,04
Tabla 6-6: Resumen de resultados de los flujos de potencia ante la ocurrencia de una contingencia simple para los escenarios E01 y E02
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
33/77
NTSyCS
Cumple RED
N-1








Tel +54 341 451 6422 (+rot)
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Escenario
Contingencia
Unidad U1 de la central Taltal
Unidad U1 de la central Taltal
E03
E04
Nombre
Tensiones en Barras
S[MVA] Carga[%]
197,8
0,0
185,4
44,5
155,2
186,6
0,0
195,7
185,2
125,4
97,9
199,1
51,8
29,2
135,5
201,5
0,0
178,7
45,7
162,0
179,9
0,0
204,0
178,5
126,9
98,2
189,9
57,1
31,3
129,2
96,9
0,0
88,6
21,5
47,2
89,0
0,0
59,4
88,5
60,5
29,4
95,2
25,0
8,8
64,3
96,8
0,0
85,2
21,9
48,4
85,7
0,0
60,8
85,1
60,5
29,0
90,5
27,2
9,3
61,2
Nombre
V[pu]
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
Diego de Almagro
Cardones
Maitencillo
1,02
1,02
1,03
1,02
1,03
1,03
1,02
1,02
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
1,04
1,04
1,03
1,03
1,04
1,04
1,04
1,04
1,04
1,03
1,05
1,04
1,03
1,05
1,04
1,04
Tabla 6-7: Resumen de resultados de los flujos de potencia ante la ocurrencia de una contingencia simple para los escenarios E03 y E04
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
34/77
NTSyCS
Cumple RED
N-1










Tel +54 341 451 6422 (+rot)
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A continuación, se analiza el efecto de cada una de las contingencias estudiadas.
6.3.1 Salida de servicio del tendido del primer circuito de la nueva línea 2x220kV
Cardones – Diego de Almagro
Se analiza el efecto que produce sobre el SIC Norte la pérdida de la nueva línea 2x220kV
Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito. La salida de esta línea es de especial
interés, puesto que se pierde la redundancia de vínculo entre las SS/EE Diego de Almagro y
Cardones.
La salida de servicio del nuevo circuito provoca que la totalidad de la generación proveniente
de la S/E Diego de Almagro 220kV, se transmita hacia la S/E Cardones 220kV por la línea 1x220kV
Cardones – San Andrés, siendo este el elemento limitante en la distribución de los flujos de potencia
post-contingencia. A pesar de esto, se verifica que, para todos los escenarios de operación, el nivel
de carga por la línea limitante permanece bajo su capacidad en operación normal.
Considerando que, el criterio para desarrollar los escenarios de operación fue maximizar la
generación fotovoltaica de los parques fotovoltaicos ubicados en la zona norte de la S/E Cardones
220kV, se pueden identificar respuestas post-contingencias muy similares en la mayoría de los
escenarios. De esta manera, a modo de ilustrar el efecto de la pérdida de la nueva línea 2x220kV
Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito, se utiliza como caso testigo el escenario
E02.
Como se mencionó con anterioridad, la desvinculación de la nueva línea origina un aumento
en el nivel de carga por las líneas que vinculan a las SS/EE Diego de Almagro y Cardones,
particularmente, en la línea 1x220kV Cardones – San Andrés. En este caso, el nivel de carga
experimentado por esta línea es de ~202MVA, equivalentes al 97% de su capacidad nominal a
25°C. Estas condiciones indican que cualquier generación adicional de las unidades fotovoltaicas o
térmicas ubicadas al norte de la S/E Cardones causaría sobrecargas en la línea limitante. En la
Figura 6-4 se muestran los flujos de potencia, pre y post-contingencia, por la zona de influencia
para esta condición.
Así, finalmente se concluye que con los niveles de demanda previstos, se puede operar con
el 58% de generación fotovoltaica instalada o, en el caso que la unidad U1 de la central Taltal se
encuentre en servicio y a máxima generación (120MW), el 36% de generación fotovoltaica.
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
35/77
Tel +54 341 451 6422 (+rot)
PV JAVIERA
PV CONEJO
0,4
-0,1
5,0
-0,7
5,0
-0,7
1,9
-0,3
1,7
-0,2
4,6
-0,7
18,4
-2,6
18,4
-2,6
62,6
-8,9
PV LALACKAMA 2
9,3
-1,3
31,9
-4,5
39,49
13,22
27,85
23,44
PV EL PILAR
1
1
1
0
0
14
1
39,45
12,85
1,3
-0,2
14
1,7
-0,7
0
39,4
-5,6
56,96
27,24
66,24
21,94
43,11
14,28
233,10
1,060
53,28
CT TALTAL
0
27,76
23,37
23,2
-3,3
113,86
1,035
54,24
G
~
20,3
-2,9
PV LALACKAMA
G
~
PV DIEGO DE ALMAGRO
237,01
1,077
56,04
PV CHAÑARES
DIgSILENT
Ir al índice
S/E PAPOSO
60,65
29,00
81,12
24,15
8,4
8,0
PE TALTAL
56,74
29,00
0
S/E CARRERA PINTO
234,08
1,064
51,50
PV SAN ANDRÉS
97,14
46,25
9,1
-1,3
9,1
-1,3
3,3
-0,5
7,4
-1,1
0,0
-20,6
95,95
46,25
233,05
1,059
49,63
20,9
-3,0
125,33
59,94
0,0
-20,6
22,0
-3,1
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
20,8
-3,0
33,5
-4,8
124,33
59,94
77,30
24,15
S/E CARDONES
232,29
1,056
48,02
4,3
4,0
17,74
5,07
17,74
5,07
18,71
8,98
55,60
72,50
51,81
67,57
0
51,18
66,79
RED N
3
0
3
3
0
0
0
1
0
-121,3
51,16
67,57
1
SVS
54,90
72,50
1
125,51
0
50,57
66,79
S/E CARDONES
116,10
1,055
43,06
PV JAVIERA
5,0
-0,7
5,0
-0,7
1,9
-0,3
1,7
-0,2
4,6
-0,7
18,4
-2,6
18,4
-2,6
PV LALACKAMA
62,6
-8,9
PV LALACKAMA 2
9,3
-1,3
31,9
-4,5
39,49
13,27
27,90
23,57
7,09
8,98
PV EL PILAR
1
1
1
0
0
14
1
39,45
12,89
27,81
6,86 23,49
6,86
5,07
5,07
1,3
-0,2
57,08
27,39
66,26
22,01
42,98
14,28
232,34
1,056
57,74
137,79
66,10
CT TALTAL
0
1,7
-0,7
14
39,4
-5,6
0
23,2
-3,3
113,46
1,031
58,71
G
~
0,4
-0,1
G
~
PV CONEJO
20,3
-2,9
236,21
1,074
60,53
PV DIEGO DE ALMAGRO
DIgSILENT
CT GUACOLDA
PV CHAÑARES
S/E PAPOSO
0,00
0,00
 ~76MVA
-3,1
3,0
PE TALTAL
135,08
66,10
0
S/E CARRERA PINTO
232,54
1,057
53,50
PV SAN ANDRÉS
175,45
84,09
9,1
-1,3
9,1
-1,3
3,3
-0,5
231,67
1,053
50,06
7,4
-1,1
 ~77MVA
0,0
-16,3
173,55
84,09
20,9
-3,0
203,20
97,76
0,0
-16,3
22,0
-3,1
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
20,8
-3,0
33,5
-4,8
 ~78MVA
201,97
97,76
0,00
0,00
S/E CARDONES
231,36
1,052
47,40
-16,8
15,9
19,51
5,60
19,51
5,60
20,59
9,92
55,46
72,61
51,69
67,67
0
51,06
66,89
3
0
3
3
0
0
109,92
SVS
-127,0
51,03
67,67
1
1
1
0
0
0
54,76
72,61
RED N-1
50,45
66,89
S/E CARDONES
115,64
1,051
42,42
CT GUACOLDA
Figura 6-4: Flujos de potencia en RED N (arriba) y ante la ocurrencia de una contingencia simple (abajo) – EE02
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
5,16
5,16
5,35
36/77
Tel +54 341 451 6422 (+rot)
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6.3.2 Salida de servicio de la línea 1x220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto
Con respecto a la operación del sistema para condiciones de contingencia simple, se realiza
la apertura de ambos extremos de la línea 1x220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto.
La salida de servicio de la línea 1x220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto deshace el
enmallamiento que se genera con la conexión de la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de
Almagro entre estas subestaciones. De esta manera, la topología en el estado post-contingencia
revela que la generación proveniente por los parques fotovoltaicos San Andrés y Luz del Norte (e
a I y II) se transmite hacia la S/E Cardones 220kV por medio del tramo 1x220kV Cardones – San
Andrés, mientras que la generación proveniente de los parques fotovoltaicos Chaka, El Pilar,
Javiera, Diego de Almagro, Lalackama, Conejo, Salvador y Chañares, junto con la unidad U1 de la
central Taltal fluyen por la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro.
Si bien, la redistribución de los flujos post-contingencia genera un aumento significativo en el
nivel de carga por la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro, esté aumento es perfectamente
tolerado por la capacidad de transmisión remanente de esta línea. En efecto, tal como se puede
apreciar en el escenario E03, los flujos post-contingencia por la nueva línea 1x220kV Cardones –
Diego de Almagro son de ~152MVA, equivalentes a un ~47% de la capacidad nominal a 25°C. En
la Figura 6-5, se muestran los flujos de potencia, para el estado pre y post-contingencia, por los
elementos del sistema de la zona de influencia.
Finalmente, la operación del sistema considerando la desconexión de la línea 1x220kV Diego
de Almagro – Carrera Pinto, provee una respuesta post-contingencia satisfactoria, sin provocar
sobrecargas ni tensiones fuera del rango establecido por la NTSyCS en el sistema.
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
37/77
Tel +54 341 451 6422 (+rot)
PV JAVIERA
3,0
-0,4
3,0
-0,4
1,2
-0,2
1,0
-0,1
2,8
-0,4
11,1
-1,6
11,1
-1,6
PV LALACKAMA
37,8
-5,4
PV LALACKAMA 2
5,6
-0,8
19,2
-2,7
37,77
12,62
1
85,11
28,45
0,8
-0,1
PV EL PILAR
1
1
0
0
14
1
1,0
0,1
14
23,8
-3,4
0
14,0
-2,0
20,99
17,82
42,71
20,74
101,68
34,20
81,20
27,31
229,50
1,043
59,45
CT TALTAL
0
20,96
17,80
112,87
1,026
58,61
G
~
0,2
-0,0
G
~
PV CONEJO
12,2
-1,7
120,0
-12,4
PV DIEGO DE ALMAGRO
230,93
1,050
66,02
PV CHAÑARES
DIgSILENT
Ir al índice
S/E PAPOSO
77,17
37,48
86,07
26,02
4,0
3,8
PE TALTAL
73,37
37,48
0
S/E CARRERA PINTO
231,05
1,050
57,10
PV SAN ANDRÉS
95,65
46,14
5,5
-0,8
5,5
-0,8
2,0
-0,3
4,5
-0,6
0,0
-1,9
94,25
46,14
230,53
1,048
55,21
12,6
-1,8
112,07
54,18
0,0
-1,9
13,3
-1,9
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
12,6
-1,8
20,2
-2,9
111,10
54,18
81,35
26,02
S/E CARDONES
230,07
1,046
53,73
3,9
3,8
23,32
6,73
23,32
6,73
24,56
11,90
53,11
68,42
49,50
63,78
0
48,91
63,05
RED N
1
0
1
1
0
0
0
0
1
-119,0
48,70
63,78
1
SVS
0
52,25
68,42
1
122,97
48,15
63,05
S/E CARDONES
DIgSILENT
117,10
1,065
48,90
CT GUACOLDA
PV JAVIERA
3,0
-0,4
3,0
-0,4
1,2
-0,2
1,0
-0,1
2,8
-0,4
11,1
-1,6
11,1
-1,6
PV LALACKAMA
37,8
-5,4
PV LALACKAMA 2
5,6
-0,8
19,2
-2,7
PV EL PILAR
37,45
12,57
1
1
1
0
0
14
1
84,67
28,41
0,8
-0,1
42,88
20,96
101,18
34,25
81,30
27,52
228,02
1,036
64,05
CT TALTAL
0
1,0
0,2
21,06
18,00
10,91
11,90
14
23,8
-3,4
21,04
17,98
10,07
6,73
0
14,0
-2,0
10,07
6,73
112,10
1,019
63,21
G
~
0,2
-0,0
G
~
PV CONEJO
12,2
-1,7
120,0
-8,7
PV DIEGO DE ALMAGRO
230,01
1,046
70,68
PV CHAÑARES
S/E PAPOSO
0,00
0,00
155,24
47,25
-18,5
17,9
PE TALTAL
0,00
0,00
0
S/E CARRERA PINTO
232,66
1,058
54,39
PV SAN ANDRÉS
26,39
13,94
5,5
-0,8
5,5
-0,8
2,0
-0,3
231,32
1,051
53,96
4,5
-0,6
0,0
9,8
28,93
13,94
12,6
-1,8
43,51
21,53
0,0
9,8
13,3
-1,9
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
12,6
-1,8
20,2
-2,9
44,46
21,53
 ~66MVA
 ~70MVA
151,17
47,25
S/E CARDONES
230,18
1,046
53,45
6,3
6,0
23,27
6,71
23,27
6,71
24,51
11,87
53,09
68,37
49,49
63,72
0
48,89
63,00
1
0
1
1
0
0
124,65
SVS
-118,4
48,69
63,72
1
1
1
0
0
0
52,23
68,37
RED N-1
48,13
63,00
S/E CARDONES
117,15
1,065
48,62
CT GUACOLDA
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
10,51
10,51
11,38
38/77
Tel +54 341 451 6422 (+rot)
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6.3.3 Salida de servicio de la línea 1x220kV Cardones – San Andrés
Se analiza el efecto que produce sobre el SIC Norte la pérdida de la línea 1x220kV Cardones
– San Andrés. La salida de esta línea produce que la totalidad de la generación fotovoltaica y
térmica (central Taltal + grupos diésel) transite por la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de
Almagro.
Esta contingencia es un poco más exigente que la anterior, puesto que la potencia
proveniente de las unidades de los parques fotovoltaicos San Andrés y Luz del norte (etapa I y II)
también se transmiten hacia la S/E Cardones 220kV por el nuevo tramo Cardones – Diego de
Almagro.
Tal como se vio anteriormente, la desconexión del tramo Cardones – San Andrés 220kV
genera una redistribución en la potencia generada por las unidades fotovoltaicas y térmicas
ubicadas al norte de la S/E Cardones 220kV, de forma tal que las transferencias por la nueva obra
1x220kV Cardones – Diego de Almagro aumentan significativamente (120MVA). No obstante,
el incremento de la potencia transferida por este vínculo es perfectamente tolerado por la capacidad
de transmisión remanente de esta línea. Justamente, en el escenario E02, se puede observar que
las transferencias post-contingencia por esta línea son de ~200MVA, equivalentes al 61% de su
capacidad nominal a 25°C.
Por otro lado, se destaca la inversión en los flujos de potencia por las líneas 1x220kV Carrera
Pinto – San Andrés y 1x220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto, las cuales cambian su sentido de
Norte  Sur a Sur  Norte. La variación de la potencia transferida por estas líneas corresponde a
~126MVA y ~132MVA, respectivamente.
A modo ilustrativo, en la Figura 6-6, se muestran los flujos de potencia, para el estado pre y
post-contingencia, por los elementos del sistema para este caso.
Finalmente se destaca que esta contingencia no genera sobrecargas ni condiciones limites en
las líneas de transmisión del SIC Norte.
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
39/77
Tel +54 341 451 6422 (+rot)
PV JAVIERA
PV CONEJO
0,4
-0,1
5,0
-0,7
5,0
-0,7
1,9
-0,3
1,7
-0,2
4,6
-0,7
18,4
-2,6
18,4
-2,6
PV LALACKAMA
62,6
-8,9
PV LALACKAMA 2
9,3
-1,3
31,9
-4,5
39,49
13,22
1
39,45
12,85
1,3
-0,2
PV EL PILAR
1
1
0
0
14
1
1,7
-0,7
14
39,4
-5,6
0
23,2
-3,3
27,85
23,44
56,96
27,24
66,24
21,94
43,11
14,28
233,10
1,060
53,28
CT TALTAL
0
27,76
23,37
113,86
1,035
54,24
G
~
20,3
-2,9
G
~
PV DIEGO DE ALMAGRO
237,01
1,077
56,04
PV CHAÑARES
DIgSILENT
Ir al índice
S/E PAPOSO
60,65
29,00
81,12
24,15
8,4
8,0
PE TALTAL
56,74
29,00
0
S/E CARRERA PINTO
234,08
1,064
51,50
PV SAN ANDRÉS
97,14
46,25
9,1
-1,3
9,1
-1,3
3,3
-0,5
7,4
-1,1
0,0
-20,6
95,95
46,25
233,05
1,059
49,63
20,9
-3,0
125,33
59,94
0,0
-20,6
22,0
-3,1
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
20,8
-3,0
33,5
-4,8
124,33
59,94
77,30
24,15
S/E CARDONES
232,29
1,056
48,02
4,3
4,0
17,74
5,07
17,74
5,07
18,71
8,98
55,60
72,50
51,81
67,57
0
RED N
51,18
66,79
3
0
3
3
0
0
0
1
0
-121,3
51,16
67,57
1
SVS
54,90
72,50
1
125,51
0
50,57
66,79
S/E CARDONES
PV JAVIERA
PV CONEJO
0,4
-0,1
5,0
-0,7
5,0
-0,7
1,9
-0,3
1,7
-0,2
4,6
-0,7
18,4
-2,6
18,4
-2,6
62,6
-8,9
PV LALACKAMA 2
9,3
-1,3
31,9
-4,5
39,45
12,90
7,09
8,98
39,49
13,27
27,91
23,59
6,86
5,07
PV EL PILAR
1
1
0
0
14
1
6,86
5,07
1
1,3
-0,2
14
1,7
-0,7
0
39,4
-5,6
57,10
27,41
66,26
22,02
42,96
14,28
232,23
1,056
60,71
S/E PAPOSO
71,23
34,19
204,45
61,09
70,94
34,19
del flujo de potencia
0
S/E CARRERA PINTO
235,37
1,070
62,74
PV SAN ANDRÉS
28,62
14,06
9,1
-1,3
3,3
-0,5
235,58
1,071
63,30
-4,7
4,5
PE TALTAL
 Inversión del sentido
9,1
-1,3
CT TALTAL
0
27,82
23,51
23,2
-3,3
113,40
1,031
61,67
G
~
20,3
-2,9
PV LALACKAMA
G
~
PV DIEGO DE ALMAGRO
236,10
1,073
63,49
CT GUACOLDA
PV CHAÑARES
DIgSILENT
116,10
1,055
43,06
7,4
-1,1
0,0
-15,6
29,72
14,06
20,9
-3,0
0,00
0,00
0,0
-15,6
22,0
-3,1
PV LLANO DE LLAMPOS
 ~123MVA
PV LUZ DEL NORTE
20,8
-3,0
33,5
-4,8
0,00
0,00
199,65
61,09
S/E CARDONES
231,38
1,052
47,00
-16,4
15,6
19,26
5,52
19,26
5,52
20,31
9,79
55,42
72,55
51,65
67,62
0
51,02
66,84
3
0
3
3
0
0
110,21
SVS
-126,9
51,00
67,62
1
1
1
0
0
0
54,72
72,55
RED N-1
50,41
66,84
S/E CARDONES
115,64
1,051
42,03
Figura 6-6:
Flujos de potencia en RED N (arriba) y ante la ocurrencia de una contingencia simple (abajo) – EE02
CT GUACOLDA
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
4,49
5,52
4,49
5,52
4,63
9,79
40/77
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6.3.4 Salida de servicio de los transformadores 220/110kV de la S/E Diego de Almagro
Con respecto a la operación del SIC Norte para condiciones de contingencia simple, se realiza
la desconexión de los transformadores 220/110kV de la S/E Diego de Almagro.
Teniendo en cuenta la topología de la conexión del sistema de 220kV con el de 110kV de la
S/E Diego de Almagro, se evidencia que la salida de servicio de estos transformadores provoca la
desconexión de todo el sistema de 110kV de Diego de Almagro. En consecuencia, el sistema de
transmisión del SIC Norte observaría una pérdida de ~244MW de generación fotovoltaica
instalada, 20MVAr de compensación reactiva (bancos de capacitores) y de ~112MVA y ~115MVA
de consumo, respectivamente para los escenarios de demanda alta y baja. Particularmente, para
los escenarios de operación E01 y E02 (CT Taltal fuera de servicio), se genera un déficit de ~27MW
y ~31MW generación, considerando un despacho fotovoltaico del 58% y 36%, respectivamente
para estos escenarios.
Dada la pérdida de ~27MW (E01) de inyección de potencia activa por parte del sistema 110kV
hacia el sistema de transmisión, se logra descongestionar la capacidad de transmisión en el tramo
Cardones – San Andrés. De este modo, esta línea operaría de manera satisfactoria ante la
ocurrencia de la contingencia simple, llegando a un nivel de carga post-contingencia de ~108MVA
(equivalentes a un 59% de su capacidad nominal).
Se destaca el aporte que realiza el SVC+ de la S/E Diego de Almagro a la mantención de las
tensiones del sistema. En condiciones post-contingencia el SVC+ se encuentra absorbiendo
~34MVAr con el fin de controlar el aumento de la tensión en la S/E Diego de Almagro 220kV,
producto de la pérdida de la compensación reactiva de los PV y el consecuente aumento de tensión.
En la Figura 6-7, se muestran los flujos de potencia, para el estado pre y post-contingencia,
por los elementos del sistema en la zona de influencia, en el escenario E01.
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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PV JAVIERA
PV CONEJO
0,4
-0,1
5,0
-0,7
5,0
-0,7
1,9
-0,3
1,7
-0,2
4,6
-0,6
18,4
-2,6
18,4
-2,6
PV LALACKAMA
62,6
-8,8
PV LALACKAMA 2
9,3
-1,3
31,9
-4,5
39,45
13,32
27,39
23,29
PV EL PILAR
1
1
1
0
0
14
1
39,42
12,96
1,3
-0,2
14
1,7
-0,1
0
39,4
-5,5
56,08
27,06
66,26
22,14
42,80
14,30
231,02
1,050
60,59
CT TALTAL
0
27,31
23,21
23,2
-3,2
112,72
1,025
61,46
G
~
20,3
-2,8
G
~
PV DIEGO DE ALMAGRO
234,87
1,068
63,41
PV CHAÑARES
DIgSILENT
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S/E PAPOSO
57,70
27,84
78,71
23,64
0,3
0,3
PE TALTAL
54,22
27,84
0
S/E CARRERA PINTO
231,67
1,053
58,85
PV SAN ANDRÉS
95,13
45,77
9,1
-1,3
9,1
-1,3
3,3
-0,5
7,4
-1,0
0,0
-0,1
94,07
45,77
230,43
1,047
56,99
20,9
-2,9
123,31
59,64
0,0
-0,1
22,0
-3,1
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
20,8
-3,0
33,5
-4,8
122,35
59,64
75,54
23,64
S/E CARDONES
229,52
1,043
55,37
1,3
1,2
18,02
5,21
18,02
5,21
18,95
9,20
53,79
69,47
50,14
64,75
0
49,53
64,01
RED N
1
0
1
1
0
0
0
0
1
-119,3
49,31
64,75
1
SVS
0
52,90
69,47
1
120,59
48,75
64,01
S/E CARDONES
116,77
1,062
50,45
PV JAVIERA
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
PV LALACKAMA
62,6
-8,8
PV LALACKAMA 2
9,3
-1,3
31,9
-4,5
39,45
13,20
0,00
0,00
1,65
9,20
PV EL PILAR
1
1
1
0
0
14
1
39,42
12,83
0,00
1,56 0,001,56
5,21
5,21
0,0
0,0
0,00
0,00
66,21
21,91
43,20
14,29
233,26
1,060
54,97
CT TALTAL
0
0,0
0,0
14
0,0
0,0
0
0,0
0,0
0,00
0,000
0,00
G
~
0,0
0,0
G
~
PV CONEJO
0,0
0,0
237,21
1,078
57,72
PV DIEGO DE ALMAGRO
DIgSILENT
CT GUACOLDA
PV CHAÑARES
S/E PAPOSO
41,41
19,79
63,87
19,00
34,3
32,3
 ~30MVA
PE TALTAL
38,80
19,79
0
S/E CARRERA PINTO
233,21
1,060
53,74
PV SAN ANDRÉS
80,81
38,73
9,1
-1,3
9,1
-1,3
3,3
-0,5
231,44
1,052
52,21
7,4
-1,0
0,0
-15,2
80,42
38,73
20,9
-2,9
108,97
52,48
0,0
-15,2
22,0
-3,1
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
20,8
-3,0
33,5
-4,8
108,28
52,48
 ~12MVA
 ~14MVA
63,02
19,00
S/E CARDONES
230,13
1,046
50,81
15,3
14,6
18,40
5,31
18,40
5,31
19,33
9,36
53,39
68,76
49,76
64,09
0
49,16
63,36
1
0
1
1
0
0
130,52
SVS
-115,5
48,92
64,09
1
1
1
0
0
0
52,49
68,76
RED N-1
48,36
63,36
S/E CARDONES
117,05
1,064
45,96
CT GUACOLDA
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
10,11
10,11
10,82
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6.3.5 Salida de servicio de la unidad U1 de la central Taltal
Se analiza el efecto que produce sobre el SIC Norte la pérdida de la unidad U1 de la central
Taltal. La salida de esta unidad provoca la pérdida de 120MW de generación en el sistema.
La salida de servicio de la unidad U1 de la central Taltal, junto con generar una redistribución
de los flujos de potencia por las líneas de transmisión del SIC Norte, provoca una disminución en
la inercia total del sistema. Adicionalmente, la pérdida de esta unidad incidiría en el aporte de
potencia activa en el control primario de frecuencia, afectando principalmente la máxima excursión
de la frecuencia del sistema. No obstante, estos últimos puntos serán analizados en detalle a través
del comportamiento dinámico del sistema, el cual se muestra en el Capítulo 7 – Estudio de
Estabilidad Transitoria.
Si bien la pérdida de 120MW de generación por parte de la unidad U1 de la central Taltal
hacia el sistema de transmisión, descongestiona las líneas de transmisión del sistema norte del
SIC, específicamente la del tramo Cardones – San Andrés; los circuitos de la línea 3x220kV
Cardones – Maitencillo aumentan sus transferencias de potencia. No obstante, esté aumento es
perfectamente tolerado por la capacidad de transmisión remanente de esta línea.
En la Tabla 6-8, se muestran en detalle las variaciones del nivel de carga, para los escenarios
E03 y E04 (unidad U1 de la central Taltal en servicio), de las líneas del sistema de transmisión.
Así, finalmente, se evidencia que la desconexión intempestiva de esta unidad no sobrecargaría
las líneas de la zona de directa influencia, obteniéndose transferencias, en el peor de los casos,
inferiores al ~27% de la capacidad nominal de la línea a 25°C.
Escenario
E03
E04
Nombre
Elemento serie
Pre-Contingencia Post-Contingencia
Redistribución de los Flujos
[P%, aumento: disminución: ]
P[MW]
P[MW]
98,1
39,3
60,0
81,1
22,3
72,5
Diego de Almagro - Carrera Pinto
69,3
9,4
86,5
82,3
24,8
69,9
110,3
51,7
53,1
Cardones - Maitencillo C1
-10,6
-48,2
78,1
Maitencillo - Punta Colorada
186,1
132,9
28,6
Punta Colorada - Pan de Azúcar
179,3
129,4
27,8
99,2
40,4
59,3
81,8
23,0
71,9
Diego de Almagro - Carrera Pinto
73,2
13,1
82,1
86,2
28,6
66,8
115,4
56,7
50,8
-0,5
-38,0
98,7
Maitencillo - Punta Colorada
179,9
127,2
29,3
Punta Colorada - Pan de Azúcar
181,1
131,5
27,4
Cardones - Maitencillo C1
















Tabla 6-8: Variación del flujo de potencia ante la pérdida de la unidad U1 de la central Taltal.
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7 ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA
En este capítulo se analiza el desempeño dinámico del sistema tomando en cuenta el tendido
del primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro en su operación
interconectada al sistema. Para ello, se ejecutan múltiples simulaciones en el dominio del tiempo
introduciendo distintas perturbaciones, principalmente en el área de influencia del proyecto.
La definición de las contingencias se encuentra en concordancia con el análisis realizado en
estado estacionario, de manera de verificar los resultados obtenidos y así, corroborar la factibilidad
de operación del sistema ante las diversas condiciones planteadas durante el desarrollo del estudio.
Se efectúan perturbaciones que incluyen fallas bifásicas a tierra con la posterior
desvinculación de líneas, y desconexiones intempestivas de unidades generadoras y de
transformadores de poder. Específicamente, se simulan contingencias en concordancia con las fallas
requeridas por la DO del CDEC-SIC estipuladas en la carta N°0064/2015:
1. Desconexión intempestiva de una unidad de la central Taltal (sólo si en el escenario la unidad
U1 está en servicio),
2. Desconexión intempestiva de los transformadores 220/110kV de la S/E Diego de Almagro,
3. Falla de severidad tipo 4 al 1% y al 99% en la línea 1x220kV Carrera Pinto – Diego de
Almagro,
4. Falla de severidad tipo 4 al 1% y al 99% en la línea Cardones – San Andrés 220kV,
5. Falla de severidad tipo 4 al 1% y al 99% en la línea Cardones – Diego de Almagro 220kV.
7.1 Criterios de evaluación del desempeño dinámico
El análisis de estabilidad transitoria del SIC consiste en evaluar la evolución temporal de
variables claves durante los primeros 20 segundos luego de que el sistema sea sometido a una
gran perturbación.
La estabilidad en régimen transitorio del SIC se evalúa sobre la base de los siguientes
parámetros:
 Excursión del ángulo del rotor en primera oscilación. Estabilidad angular no oscilatoria,
 Amortiguamiento de las oscilaciones. Estabilidad angular oscilatoria,
 Recuperación de la frecuencia. Estabilidad de frecuencia,
 Recuperación y control de la tensión. Estabilidad de tensión
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Cuando se verifiquen simultáneamente los cuatro criterios de desempeño, se podrá concluir
que el SIC resulta estable para la falla analizada.
7.1.1 Estabilidad angular no oscilatoria
El criterio para determinar la estabilidad transitoria en la primera oscilación rotórica se ha
establecido mediante dos parámetros claves: máximo ángulo rotórico y mínima tensión transitoria.
Se adopta como referencia de ángulos un generador cercano al centro inercial del SIC y se
considera un ángulo de 120° como máximo ángulo de carga admitido para máquinas vinculadas al
sistema de transmisión.
Se verifica que la tensión en los nodos del SIC no descienda por debajo de 0,7pu ni
permanezca más de 1 segundo por debajo de 0,8pu luego del despeje de la falla.
7.1.2 Estabilidad angular oscilatoria
Factor de amortiguamiento relativo (ξ) aplicado a los modos de oscilación:

Escenario crítico (red N): ξ ≥ 0,1pu, Las oscilaciones de potencia se deben reducir al 15%
de su valor inicial en el curso de 3 ciclos,

Escenario post-contingencia: ξ ≥ 0,05pu, Las oscilaciones de potencia se deben reducir al
40% de su valor inicial en el curso de 3 ciclos
7.1.3 Estabilidad de frecuencia
Se verifica que en el caso de una contingencia simple, la frecuencia mínima admitida en
instalaciones del sistema de transmisión troncal de tensión igual o superior a 200kV sea igual o
mayor a 48,3Hz, aceptándose en instalaciones del sistema de subtransmisión o sistemas de
transmisión adicional, un descenso transitorio de la frecuencia por debajo de 48,3Hz durante un
tiempo inferior a los 200ms, (Art. 5-44 NTSyCS).
Se verifica que la frecuencia en las barras de generación supere el nivel de 47,5Hz dentro de
los 5 segundos iniciada la falla y que ingrese en un entorno (50±1) Hz dentro de los 90 segundos
de iniciada la falla, (Art. 3-10 NTSyCS).
7.1.4 Estabilidad de tensión
Se considera aceptable la recuperación de la tensión (20 segundos desde el inicio de la
perturbación) en cada nodo de la red de alta tensión si la misma presenta valores comprendidos
entre:

± 5% para nodos de 500kV

± 7% para nodos de 220kV
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
± 10% para nodos de 154kV/110kV
7.2 Análisis de contingencias
En este apartado se lleva a cabo el estudio de contingencias, realizando una breve descripción
de las mismas y resumiendo los principales resultados que emergen de la observación de las
evoluciones temporales y flujos post-falla.
El estudio de las contingencias se ha realizado para todos los escenarios de operación
indicados en el Capítulo 6, sin embargo, en esta sección se presentarán los escenarios que
presenten las evoluciones temporales dinámicas más exigentes para el sistema.
Las respuestas dinámicas para cada una de las contingencias estudiadas y para todos los
escenarios de operación se pueden observar en detalle en el Anexo N°2 – Simulaciones Dinámicas.
7.2.1 Desconexión intempestiva de la unidad U1 de la central Taltal
La simulación de esta contingencia en el sistema de transmisión posee la siguiente secuencia
de eventos:

t = 0seg
Inicio de la simulación

t = 1seg
Desconexión intempestiva de la unidad U1 de la central Taltal (120MW)

t = 20seg
Fin de la simulación
Se demuestra que el sistema es capaz de sobrellevar la desvinculación de la unidad U1 de la
central térmica Taltal despachada a máxima generación (120MW), y que esta contingencia no tiene
un impacto significativo sobre la capacidad de regulación de tensión de las barras del sistema, ni
en las transferencias de potencia por las líneas de la zona de influencia.
Con el objetivo de presentar el análisis dinámico de la ocurrencia de esta contingencia, se
selecciona el escenario E03. Escenario de demanda baja, que considera las cuatro unidades de la
central Guacolda en servicio, junto con la unidad U1 de la central Taltal (despachada a máxima
generación).
La Figura 7-1 muestra la evolución de las tensiones del sistema, y los ángulos rotóricos de
las máquinas síncronas de la zona de influencia. Acá, se puede observar que las oscilaciones
angulares se encuentran contenidas y debidamente amortiguadas. Asimismo, la recuperación de
las tensiones es satisfactoria, estableciéndose en el estado post-contingencia dentro del rango de
operación admitido por la NTSyCS para condiciones de operación en estado de alerta.
En la Figura 7-2 se muestra la evolución temporal de la frecuencia del sistema, junto con el
aporte a la regulación primaria de frecuencia de las unidades provistas para este fin. Si bien, en
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este escenario hay un gran porcentaje de generación fotovoltaica en la zona norte de la S/E
Cardones, la recuperación de la frecuencia es rápida y admisible. En efecto, la recuperación de la
frecuencia se encuentra en concordancia con la respuesta dinámica de las unidades generadoras
que participan en el CPF, ayudando a recuperar la frecuencia del sistema entorno a su valor
125,0
120°
DIgSILENT
nominal. Para verificar esto, se registra la potencia de salida de las máquinas (Turbine power).
Guacolda U1
54.634 deg
75,00
25,00
-25,00
-75,00
-120°
-125,0
0,001
3,001
6,001
9,001
12,00
[s]
15,00
1,100
1.07pu
1.05pu
1,018
0,936 0.95pu
0.93pu
0,854
0.8pu
0,772
0.7pu
0,690
0,001
3,001
6,001
9,001
12,00
[s]
15,00
Figura 7-1: (Arriba) ángulos rotóricos de las máquinas sincronas del SIC Norte; (abajo) tensiones.
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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DIgSILENT
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51,20
51Hz
50,72
50,24
19.8 s
49.858 p.u.
49,76
6.8 s
49.767 p.u.
49,28
49Hz
48,80
0,001
4,001
Guacolda U1: Frecuencia [Hz]
8,001
12,00
16,00
[s]
20,00
1,000
Antuco U1
0,800
Ralco U2
0,600
0,400
Ralco U1
0,200
Pangue U1
0,000
0,001
4,001
8,001
12,00
16,00
[s]
20,00
Figura 7-2: (Arriba) Frecuencia del sistema; (abajo) Potencia de la turbina.
A continuación, en la Tabla 7-1 se resumen las principales características de este escenario,
junto con los parámetros que permiten verificar los requerimientos de desempeño dinámico
definidos por la NTSyCS.
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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E03
Escenario
Guacolda U1 (54,6°)
Máxima Excursión Angular [°]
1
Mínima Tensión Transitoria V[pu]
mínima  49.7Hz
20seg  49.9Hz
Frecuencia

Cumplimiento NTSyCS
Tabla 7-1: Resumen de resultados dinámicos
7.2.2 Desconexión intempestiva de los transformadores 220/110kV de la S/E Diego de
Almagro
de eventos:

t = 0seg

t = 1seg
Desconexión intempestiva de los transformadores de 220/110kV de la

t = 20seg
Esta contingencia provoca la salida de servicio de los transformadores de 220/110kV de la
S/E Diego de Almagro.
Considerando que el sistema de subtransmisión de 110kV ubicado al norte de la S/E Diego
de Almagro se vincula al sistema de transmisión únicamente por los transformadores de poder
220/110kV, la desconexión intempestiva de estos transformadores genera la pérdida de toda la
generación proveniente de los parques fotovoltaicos Chaka, Diego de Almagro, Salvador, Salvador
RTS, Javiera, El Pilar y Chañares, junto con el banco de capacitores de 20MVAr y los consumos
residenciales
e
industriales
de
la
zona.
Así,
en
el
escenario
E01,
el
desbalance
de
generación/demanda que se origina por esta contingencia equivale a ~27MW, la cual debe ser
inyectada por las máquinas sincrónicas que se encuentren en servicio y asociadas al control
primario de frecuencia del SIC.
A continuación, en la Tabla 7-2 se resumen las características más relevantes de este
escenario, y se verifican los parámetros de desempeño dinámico.
E01
Escenario
Guacolda U1 (55,8°)
0.98
mínima  49.9Hz
20seg  50Hz
Frecuencia
Cumplimiento NTSyCS

P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
49/77
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En la Figura 7-3 se muestra la respuesta temporal de la frecuencia del sistema. Acá, se
evidencia que el transitorio de subfrecuencia es limitado, siendo la mínima excursión de ~49.9Hz.
En la Figura 7-4 se muestra que la desconexión intempestiva de los transformadores de
220/110kV de la S/E Diego de Almagro no afecta la capacidad de regulación de tensión del SIC
51Hz
51,00
DIgSILENT
Norte. La oscilación angular de las unidades restantes es contenida y amortiguada.
50,60
19.52 s
49.96 p.u.
50,20
49,80
5.20 s
49.94 p.u.
49,40
49,00
0,001
49Hz
4,001
Guacolda U1: Frecuencia [Hz]
8,001
12,00
16,00
[s]
20,00
Figura 7-3: Frecuencia del sistema
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
50/77
Tel +54 341 451 6422 (+rot)
125,0
120°
DIgSILENT
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Guacolda U1
55.81 deg
75,00
25,00
-25,00
-75,00
-120°
-125,0
0,001
4,001
8,001
12,00
16,00
[s]
20,00
1,100
1.07pu
1.05pu
1,018
0,936 0.95pu
0.93pu
0,854
0.8pu
0,772
0.7pu
0,690
0,001
4,001
8,001
12,00
16,00
[s]
20,00
Figura 7-4: (Arriba) ángulos rotóricos de las máquinas sincronas del SIC Norte; (abajo) tensiones en barra.
Finalmente, la evolución de la frecuencia, en respuesta a la desconexión intempestiva de los
transformadores de poder 220/110kV de la S/E Diego de Almagro, es admisible y cumple con las
especificaciones establecidas por la NTSyCS.
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7.2.3 F2FT en la línea 1x220kV Carrera Pinto – Diego de Almagro
de eventos:

t = 0seg

t = 1seg
Implantación de la falla

t = 1,12seg
Despeje de la falla y apertura del elemento en sus puntos de conexión

t = 20seg
Se simula una falla bifásica franca con contacto a tierra en la línea 1x220kV Carrera Pinto –
Diego de Almagro. La simulación considera la ocurrencia de la falla en uno de los extremos de las
SS/EE Carrera Pinto o Diego de Almagro, al 1% y al 99% de la longitud de la línea, y la posterior
desconexión de la línea que vincula ambas subestaciones.
La desconexión de la línea 1x220kV Carrera Pinto – Diego de Almagro provoca que la totalidad
de la generación proveniente de los parques fotovoltaicos Chaka, El Pilar, Javiera, Diego de
Almagro, Lalackama, Conejo, Salvador y Chañares, junto con la unidad U1 de la central Taltal se
transmitan hacia la S/E Cardones por la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro. Así,
esta nueva línea debe ser capaz de transferir todo este excedente de potencia.
Para poder ilustrar las problemáticas que involucran la ocurrencia de esta contingencia, se
analiza la respuesta dinámica del sistema en el escenario testigo E04, puesto que es él que posee
una respuesta transitoria más exigente para el SIC Norte.
La Figura 7-5 muestra la evolución temporal de las tensiones de la zona de influencia y de los
ángulos rotóricos de las máquinas sincrónicas del SIC Norte. Se puede observar que la recuperación
de las tensiones por sobre el umbral de los 0.7pu ocurre inmediatamente después del despeje de
la falla (tiempo V>0.7pu = 1.13seg). La máxima excursión angular se presenta en la unidad U1 de
la central Taltal y es de 73° con respecto a la máquina de referencia. Asimismo, se destaca que las
oscilaciones angulares se encuentran contenidas y debidamente amortiguadas.
Si bien, en primera instancia pudiesen observarse grandes oscilaciones de potencia, esto se
debe a la redistribución de los flujos de potencia y no debido a problemas de amortiguamiento.
Luego del segundo periodo, las oscilaciones de potencia por la línea 1x220kV Cardones – Diego de
Almagro tienen un adecuado nivel de amortiguamiento, ξ=19%. El nivel de carga por esta línea
se estabiliza en ~162MVA, equivalentes a un 49% de su capacidad nominal a 25°C. En la Figura
7-6 se muestran los niveles de carga por las líneas de la zona de influencia.
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DIgSILENT
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1,100
1.07pu
1.05pu
1,018
0,936 0.95pu
S/E Paposo
0.97 p.u.
0.93pu
0,854
0.8pu
0,772
0.7pu
0,690
0,001
2,001
4,001
6,001
8,000
[s]
10,00
125,0
120°
Taltal U1
72.92 deg
75,00
25,00
-25,00
-75,00
-120°
-125,0
0,001
2,001
4,001
6,001
8,000
[s]
10,00
Figura 7-5: (Arriba) tensiones en barra; (abajo) ángulos rotóricos de las máquinas sincronas del SIC Norte.
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120,0
Nivel de Carga 100%
96,00
72,00
0.06 s
56.44 %
3.07 s
50.42 %
9.90 s
48.53 %
4.72 s
49.09 %
48,00
~72MVA
~73MVA
24,00
0.11 s
26.86 %
0,000
0,001
9.79 s
21.70 %
2,001
4,001
6,001
Cardones - Diego de Almagro 1x220kV: Max. Loading in %
Cardones - San Andrés 220kV: Max. Loading in %
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV: Max. Loading in %
8,000
[s]
10,00
Figura 7-6: Nivel de carga por las líneas ubicadas al norte de la S/E Cardones.
Finalmente, en la Tabla 7-3 se muestran los parámetros que verifican el cumplimiento de los
estándares de la NTSyCS.
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Escenario
E04
Taltal U1 (72.9°)
0.97
1x220kV Cardones – Diego de Almagro
162 (49%)
50
19%
Nivel de Carga [MVA/%]
Frecuencia [Hz] 20 segundos
Factor de Amortiguamiento [ξ]
Cumplimiento NTSyCS

7.2.4 F2FT en la línea 1x220kV Cardones – San Andrés
de eventos:

t = 0seg

t = 1seg

t = 1,12seg

t = 20seg
Se analiza el efecto dinámico que produce sobre el SIC Norte la pérdida de la línea 1x220kV
Cardones – San Andrés, producto de un cortocircuito bifásico con contacto a tierra en uno de los
extremos de la línea.
La falla de esta línea es aún más crítica que la contingencia anterior, puesto que la
desconexión de esta línea, genera un único vínculo entre las SS/EE Cardones y Diego de Almagro,
el cual se establece por medio de la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro. De esta
manera, la totalidad de la generación despachada por las unidades fotovoltaicas y térmicas se
transmite hacia el sistema de transmisión troncal por este circuito.
El escenario que posee una respuesta dinámica más exigente corresponde a aquel que
maximiza las transferencias de potencia por la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro. De
este modo, se selecciona como caso testigo el escenario E03, el cual es de demanda baja, considera
las cuatro unidades de la central Guacolda en servicio y la unidad U1 de la central Taltal despachada
a máxima generación (120MW).
La Figura 7-7 muestra la evolución de las tensiones y los ángulos de interés. En este caso se
observan oscilaciones angulares en la unidad de la central Taltal como oscilaciones en la tensión
de las SS/EE Punta Colorada y Pan de Azúcar. Si bien estas oscilaciones destacan, estas se
encuentran amortiguadas. El control de tensión local, predominante por parte del SVC+ logra
estabilizar la tensión de la S/E Diego de Almagro en 1.03pu de la tensión de servicio.
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La Figura 7-8 muestra el aporte de potencia reactiva del SVC+. Durante la ocurrencia del
cortocircuito, se puede observar la inyección de ~95MVAr de potencia reactiva por parte del SVC+
para el control de tensión. En el estado post-contingencia, el SVC+ queda aportando ~8MVAr.
Por otro lado, las oscilaciones de potencia producto del cortocircuito tienen un adecuado nivel
de amortiguamiento, ξ=11.8%. A su vez, se puede observar que las transferencias postcontingencia
por
la
nueva
línea
1x220kV
Cardones
–
Diego
de
Almagro
aumentan
considerablemente (~111MW), sin embargo, estas transferencias se estabilizan en valores
permisibles, menores al 100% de la capacidad permanente de la línea (ver Figura 7-9). Nótese la
inversión en el sentido del flujo de potencia por la línea 1x220kV Carrera Pinto – Diego de Almagro.
Al igual que en el caso anterior, el comportamiento de las oscilaciones de potencia durante
los primeros instantes en que se produce el despeje de la falla y la posterior desconexión de la línea
1x220kV Cardones – San Andrés, se debe a una redistribución de los flujos provenientes de los
parques fotovoltaicos de la zona y la unidad U1 de la central Taltal, y no a una falta de
amortiguamiento en las respectivas oscilaciones de potencia.
Escenario
Cumplimiento NTSyCS
E03
Taltal U1 (72.9°)
0.97
1x220kV Cardones – Diego de Almagro
195 (59%)
50
11.8%

P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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DIgSILENT
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1,100
1.07pu
1.05pu
1,018
1.03 p.u.
0,936 0.95pu
0.93pu
S/E Pan de Azúcar
0.97 p.u.
0,854
0.8pu
0,772
0.7pu
0,690
0,001
2,401
4,801
7,201
9,600
[s]
12,00
125,0
120°
Taltal U1
89.96 deg
75,00
25,00
-25,00
-75,00
-120°
-125,0
0,001
2,401
4,801
7,201
9,600
[s]
12,00
Figura 7-7: (Arriba) tensiones en barra; (abajo) ángulos rotóricos de las máquinas sincronicas del SIC Norte.
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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125,0
Durante la ocurrencia del cortocircuito
95.50 Mvar
88,00
51,00
Estado post-contingencia
8.32 Mvar
14,00
-23,00
-60,00
0,001
2,401
4,801
7,201
SVC Plus 220/13.9kV_100MVA: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar
9,600
[s]
12,00
Figura 7-8: Aporte de potencia reactiva del SVC
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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250,0
9.54 s
193.94 MW
188,0
0.21 s
82.45 MW
~111MW
3.64 s
167.43 MW
126,0
2.26 s
137.46 MW
~111MW
Inversión del flujo de potencia
64,00
0.17 s
69.22 MW
2,000
9.45 s
-42.24 MW
-60,00
0,001
2,401
4,801
7,201
Cardones - Diego de Almagro 1x220kV: Total Active Power/Terminal i in MW
Cardones - San Andrés 220kV: Total Active Power/Terminal i in MW
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV: Total Active Power/Terminal i in MW
9,600
[s]
12,00
Figura 7-9: Transferencias de potencias por las líneas de la zona de influencia
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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7.2.5 F2FT en la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro
de eventos:

t = 0seg

t = 1seg

t = 1,12seg

t = 20seg
Cardones – Diego de Almagro, producto de un cortocircuito bifásico con contacto a tierra en uno
de los extremos de la línea, con la posterior desconexión de la misma.
Esta contingencia es de especial interés para los efectos de este estudio. En particular, la falla
en la nueva línea desencadena la desconexión del vínculo que une directamente a la S/E Cardones
con la S/E Diego de Almagro. En consecuencia, la capacidad de transmisión nominal de esta zona
se reduce a ~197MVA, puesto que el tramo que limita las transferencias Norte  Sur es Cardones
– San Andrés.
Para poder ilustrar las problemáticas que involucran la ocurrencia de esta contingencia, se
analiza la respuesta dinámica del sistema en el escenario testigo E03, puesto que es él que posee
una respuesta transitoria más exigente para el SIC Norte.
La contingencia produce leves subtensiones por back-swing rotórico en las barras del sistema,
particularmente, en las de las SS/EE Pan de Azúcar y Punta Colorada en donde alcanzan una
subtensión transitoria de 0.97pu. A su vez, la máxima excursión angular se presenta en la unidad
U1 de la central Taltal, alcanzando un ángulo con respecto a la máquina de referencia de 87°, el
cual se amortigua satisfactoriamente. Ambas condiciones se consideran aceptables en cuanto al
desempeño transitorio del sistema. (Ver Figura 7-10)
La Figura 7-11 muestra la evolución de la potencia transferida por las líneas de transmisión
del SIC Norte, comprobándose que al término de la simulación estos circuitos no presentan
sobrecargas. Se puede observar que la re-distribución de los flujos de potencia producto de la salida
de servicio de la nueva línea, aumenta las transferencias en ~81MVA por cada uno de los tramos
1x220kV San Andrés – Carrera Pinto y 1x220kV Cardones – San Andrés. A su vez, se puede
observar que las oscilaciones de potencia se amortiguan de forma satisfactoria, ξ=16%. Estas
condiciones evidencian la necesidad de realizar un despacho reducido de la generación de las
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unidades fotovoltaicas ubicadas al norte de la S/E Cardones, puesto que la generación de un MW
DIgSILENT
adicional causaría sobrecargas en la línea 1x220kV Cardones – San Andrés.
1,100
1.07pu
1.05pu
1,018
0,936 0.95pu
0.93pu
S/E Pan de Azúcar
0.97 p.u.
0,854
0.8pu
0,772
0.7pu
0,690
0,001
3,001
6,001
9,001
12,00
15,00
[s]
125,0
120°
CT Taltal U1
86.94 deg
75,00
25,00
-25,00
-75,00
-120°
-125,0
0,001
3,001
6,001
9,001
12,00
15,00
[s]
Figura 7-10: (Arriba) tensiones en barra; (abajo) ángulos rotóricos de las máquinas sincronicas del SIC Norte.
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120,0
3.63 s
80.59 %
5.31 s
89.00 %
13.66 s
93.74 %
Nivel de Carga 100%
96,00
72,00
13.77 s
76.94 %
48,00
24,00
0,000
0,001
3,001
6,001
9,001
Cardones - Diego de Almagro 1x220kV: Max. Loading in %
Cardones - San Andrés 220kV: Max. Loading in %
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV: Max. Loading in %
12,00
[s]
15,00
120,0
13.94 s
88.74 %
Nivel de Carga 100%
96,00
72,00
13.94 s
87.69 %
48,00
13.91 s
12.75 %
24,00
13.91 s
7.20 %
0,000
0,001
3,001
6,001
9,001
Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1: Max. Loading in %
Punta Colorada - Maitencillo 220kV C2: Max. Loading in %
Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: Max. Loading in %
Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C2: Max. Loading in %
Maitencillo - Cardones 220kV L1: Max. Loading in %
12,00
[s]
15,00
Figura 7-11: Nivel de carga por las líneas del sistema de transmisión del SIC Norte.
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Finalmente, en la Tabla 7-5 se muestra un resumen con las características más relevantes
que permiten verificar las condiciones exigidas por la NTSyCS.
Escenario
Cumplimiento NTSyCS
E03
Taltal U1 (87°)
0.97
1x220kV Cardones – San Andrés
193 (94%)
50
16%

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8 ANÁLISIS COMPLEMENTARIO
Los análisis realizados en los capítulos anteriores permiten evaluar el comportamiento estático
y dinámico del sistema ante flujos de potencia en sentido NorteSur (excedente de generación al
norte de la S/E Cardones).
En este capítulo se realiza un análisis complementario sobre una condición de operación
específica (flujos de potencia en sentido SurNorte), la cual resulta de interés para asegurar la
factibilidad de conexión del tendido del primer circuito de la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego
de Almagro.
8.1 Flujo de carga - Escenario adicional
En este apartado se desarrollará un nuevo escenario de operación, el cual permitirá estudiar
el comportamiento estático del sistema en condiciones de demanda baja para septiembre 2015,
sin considerar el aporte de la generación ERNC instalada al norte de la S/E Maitencillo 220kV y
despachando las cuatro unidades de la central Guacolda a máxima generación. Así, el objetivo de
este escenario es analizar el impacto de la incorporación de la línea 1x220kV Cardones – Diego de
Almagro en condiciones de transferencias de potencia en el sentido SurNorte (déficit de
generación al norte de la S/E Cardones).
En la Figura 8-1 se muestran los flujos de potencia para el escenario analizado, mientras que
en la Tabla 8-1 se resumen los principales resultados para los elementos de la zona de directa
influencia. A partir de la Figura 8-1, se observa que al estar todas las unidades ERNC al norte de la
S/E Maitencillo 220kV indisponibles, las transferencias de potencia en el SIC Norte son en sentido
MaitencilloCardonesCarrera PintoDiego de Almagro. En vista a lo anterior, la línea 3x220kV
Maitencillo – Cardones es la que presenta las mayores transferencias de potencia (~366MVA) y
opera con un nivel de carga de ~61% y ~34%, respectivamente para los circuitos C1 y C2-C3 de
dicha línea. Se destaca que las diferencias en los niveles de carga de estos circuitos se deben a
características propias del conductor (ver Tabla 5-1).
Finalmente, a partir de los resultados obtenidos se verifica que no se encuentran sobrecargas
ni condiciones límites en ninguno de los elementos del sistema de transmisión.
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Escenario Adicional - E05
Generación
Transmisión
Fotovoltaica
Térmica
P[MW] [%]
P[MW]
0 (0%)
Tensiones
Nombre
Nombre
Barras
Tensión
de servicio V[pu] ¿NTSyCS?
[kV]
63,1
19,3

S/E Punta Colorada
226
1,01

69,1
34,0

S/E Carrera Pinto
224
1,02

60,4
29,4

224
1,02

127,1
61,3

S/E Paposo
228
1,03

119,2
34,2

S/E Cardones
224
1,01

4x142
(CT Guacolda) Pan de Azúcar - Don Goyo
119,2
34,2

S/E Maitencillo
226
1,02

88,9
38,8

S/E Pan de Azúcar
226
0,99

33,6
16,7

S/E Nogales
226
1,00

33,6
16,7

S/E Los Vilos
226
1,00

89,0
38,8

S/E Las Palmas
226
1,00

23,6
11,5

Tap San Andrés
224
1,02

23,6
11,5


P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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Tel +54 341 451 6422 (+rot)
PV CHAÑARES
PV DIEGO DE ALMAGRO
DIgSILENT
Ir al índice
PV JAVIERA
PV LALACKAMA
PV LALACKAMA 2
234,26
1,065
-9,17
PV CONEJO
2,89
1,99
G
~
CT TALTAL
1
G
~
2,89
0,95
0
0
1
14
1
1
14
0
56,95
48,25
0
56,86
48,16
113,13
1,028
-12,46
PV EL PILAR
115,17
56,14
5,85
1,97
32,05
10,82
228,66
1,039
-8,98
S/E PAPOSO
58,00
29,39
56,63
19,33
-2,1
2,1
PE TALTAL
60,35
29,39
0
S/E CARRERA PINTO
PV SAN ANDRÉS
228,89
1,040
-7,09
65,11
33,21
0,0
1,1
67,81
33,21
227,60
1,035
-5,78
0,0
1,1
67,27
34,00
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
69,11
34,00
63,13
19,33
S/E CARDONES
226,60
1,030
-4,88
-0,0
0,0
115,42
34,23
115,42
34,23
122,81
61,28
48,48
63,42
45,19
59,11
0
44,65
58,44
1
0
1
1
0
0
0
1
0
-116,7
44,13
59,11
1
SVS
47,35
63,42
1
116,68
0
43,63
58,44
S/E CARDONES
114,49
1,041
-9,33
CT GUACOLDA
~
G
~
G
~
G
142,0
-0,6
142,0
-1,5
142,0
-3,9
142,0
-1,5
1
~
G
SVS
16,90
0
6
0
6
-9,7
1
0
1
138,36
40,66
130,86
38,46
138,36
40,66
9
119,22
34,23
119,22
34,23
127,09
61,28
0
130,86
38,46
7,4
19,2
38,13 39,08
42,68 44,41
39,64
44,41
38,09
42,68
S/E MAITENCILLO
114,04
1,037
-0,44
231,15
1,051
2,49
11,58
11,53
11,58
11,53
23,61
11,53
23,61
11,53
S/E MAITENCILLO
S/E PUNTA COLORADA
228,21
1,037
2,16
22,25
16,71
22,25
16,71
33,55
16,71
33,55
16,71
0
0
0
S/E PAN DE AZÚCAR
S/E PAN DE AZÚCAR
223,86
1,018
2,02
16,2
43,7
16,2
43,7
9
9
87,39
38,76
87,44
38,84
93,79
41,21
112,40
1,022
-2,55
1
47,62
54,32
46,36
63,19
46,16
63,194
47,82
54,32
0
0
24,86 -9,4
SVS
24,08 -8,6
1
SVS
4
0
1
0
Load Flow Balanced
Nodes
Branches
Static Generator
Active Power [MW]
Shunt/Filter
Static Var System
Synchronous Machine
Active Power [MW]
Loading [%]
U, Angle [deg]
Figura 8-1: Flujo de potencia en Zona de Influencia – Escenario Adicional
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A continuación, se analizará la operación del sistema en condiciones de contingencia simple.
En particular, se estudiará la respuesta del sistema ante la apertura de ambos extremos de la línea
1x220kV Cardones – Diego de Almagro, puesto que es la contingencia que provoca la respuesta
más exigente para el sistema.
El detalle de los flujos de carga en RED N-1 para el resto de las contingencias puede ser
La pérdida de la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro causa que la totalidad de la
generación inyectada a la S/E Cardones transite hacia la S/E Diego de Almagro a través de la línea
1x220kV Cardones – San Andrés, siendo este el elemento que impondría las restricciones en la
distribución de los flujos de potencia post-contingencia. No obstante lo anterior, tal como se observó
en la operación del sistema en condiciones normales de operación, dicha línea posee una capacidad
de transmisión remanente capaz de soportar el aumento significativo de las transferencias de
potencia producto de la redistribución de los flujos. El tramo Cardones – San Andrés presenta
transferencias de potencia post-contingencia de ~126MVA, equivalente al 62% de su capacidad
de transmisión, mientras que el tramo San Andrés – Carrera Pinto registra transferencias de
potencia de ~125MVA, equivalentes al 61% de su capacidad de transmisión. En la Figura 8-2 se
muestran los flujos de potencia, para el estado pre y post-contingencia, por los elementos de la
zona de influencia.
Considerando los resultados obtenidos, se concluye que la operación del sistema considerando
la desconexión de la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro, provee una respuesta postcontingencia satisfactoria, sin provocar sobrecargas ni tensiones fuera del rango establecido por la
NTSyCS.
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PV CHAÑARES
PV DIEGO DE ALMAGRO
DIgSILENT
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PV JAVIERA
PV LALACKAMA PV LALACKAMA 2
234,26
1,065
-9,17
PV CONEJO
2,89
1,99
G
~
CT TALTAL
115,17
56,14
228,66
1,039
-8,98
5,85
1,97
G
~
1
PV EL PILAR
1
2,89
0,95
0
0
14
1
1
14
0
56,95
48,25
0
56,86
48,16
113,13
1,028
-12,46
32,05
10,82
S/E PAPOSO
58,00
29,39
56,63
19,33
-2,1
2,1
PE TALTAL
60,35
29,39
0
S/E CARRERA PINTO
PV SAN ANDRÉS
228,89
1,040
-7,09
65,11
33,21
0,0
1,1
67,81
33,21
227,60
1,035
-5,78
0,0
1,1
67,27
34,00
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
69,11
34,00
63,13
19,33
S/E CARDONES
-0,0
0,0
115,42
34,23
115,42
34,23
122,81
61,28
48,48
63,42
45,19
59,11
0
RED N
44,65
58,44
1
0
1
1
0
0
DIgSILENT
226,60
1,030
-4,88
0
1
0
PV CHAÑARES
PV DIEGO DE ALMAGRO
0
PV JAVIERA
PV CONEJO
47,35
43,63
63,42
58,44
PV LALACKAMA PV LALACKAMA 2
233,42
1,061
-13,66
44,13
59,11
2,87
1,99
G
~
CT TALTAL
115,22
56,37
227,84
1,036 119,22
116,97
-13,47 34,23
58,53
119,22
34,23
5,81
1,97
G
~
1
PV EL PILAR
1
2,87
0,95
0
0
14
1
1
14
0
56,97
48,44
0
56,87
48,36
112,70
1,025
-16,97
31,82
10,78
S/E PAPOSO
127,09
61,28
0,00
0,00
-14,5
14,1
PE TALTAL
119,59
58,53
0
S/E CARRERA PINTO
PV SAN ANDRÉS
227,72
1,035
-9,65
123,64
61,63
0,0
7,7
125,31
61,63
226,61
1,030
-7,09
0,0
7,7
124,97
62,19
PV LLANO DE LLAMPOS
PV LUZ DEL NORTE
126,04
62,19
0,00
0,00
S/E CARDONES
225,91
1,027
-5,37
-15,8
15,4
116,01
34,43
116,01
34,43
123,45
61,65
48,40
63,50
45,11
59,19
0
RED N-1
44,57
58,52
1
0
1
1
0
0
1
0
0
0
Figura 8-2: Flujos de potencia en RED N (arriba) y ante
la ocurrencia de
una43,55
contingencia simple (abajo) – Escenario
44,05
47,26
59,19
Adicional
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
63,50
58,52
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8.2 Transitorios electromecánicos
Para el escenario de operación adicional se han realizados todas las contingencias indicadas
en la carta de la DO N°0064/2015 por parte de la dirección de operación del CDEC-SIC, sin
embargo, en este apartado se presentará aquella contingencia que presenten las evoluciones
temporales dinámicas más exigentes para el sistema.
Las respuestas dinámicas para cada una de las contingencias estudiadas se pueden observar
en detalle en el Anexo N°2 – Simulaciones Dinámicas.
8.2.1 F2FT en la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro
de eventos:

t = 0seg

t = 1seg

t = 1,12seg

t = 20seg
Cardones – Diego de Almagro, producto de un cortocircuito bifásico con contacto a tierra en uno
de los extremos de la línea, con la posterior desconexión de la misma.
Tal como se mencionó con anterioridad, la pérdida de la línea 1x220kV Cardones – Diego de
Almagro causa que la totalidad de la generación inyectada a la S/E Cardones transite hacia la S/E
Diego de Almagro a través de la línea 1x220kV Cardones – San Andrés. Es por ello que, las
transferencias de potencia por dicha línea es una de las variables más relevantes a monitorear.
La Figura 8-3 muestra la evolución temporal de las tensiones de la zona de influencia y de los
ángulos rotóricos de las máquinas sincrónicas del SIC Norte. A partir de esta figura, se evidencia
que la recuperación de las tensiones por sobre el umbral de los 0.7pu ocurre inmediatamente
después del despeje de la falla (tiempo V>0.7pu ~1.12seg), y en el estado post-contingencia las
tensiones se establecen dentro de la banda de operación permitida por la NTSyCS (1±0.7pu). Por
otro lado, la máxima excursión angular se presenta en la unidad U3 de la central Guacolda y es de
-48° con respecto a la máquina de referencia. Asimismo, se destaca que las oscilaciones angulares
se encuentran contenidas y debidamente amortiguadas.
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La Figura 8-4 muestra la evolución de la potencia transferida por las líneas de transmisión del
SIC Norte, comprobándose que al término de la simulación estos circuitos no presentan
sobrecargas. Se observa que la redistribución de los flujos de potencia producto de la salida de
servicio de la nueva línea, aumenta las transferencias en ~58MVA por cada uno de los tramos
1x220kV San Andrés – Carrera Pinto y 1x220kV Cardones – San Andrés. No obstante lo anterior,
esté aumento es perfectamente tolerado por la capacidad de transmisión remanente de estas
líneas. Por otro lado, como esta falla no tiene asociada la desvinculación de ninguna unidad
generadora, la carga post-contingencia por los circuitos de la línea 3x220kV Maitencillo – Cardones
se mantiene igual, ~123MVA por el circuito C1 y ~116MVA por los circuitos C2 y C3.
Con respecto a las oscilaciones de potencia por las líneas de transmisión cercanas a la falla,
se evidencia que al no haber unidades sincrónicas despachadas al norte de la S/E Cardones 220kV
(CT Taltal fuera de servicio), las oscilaciones de potencia son despreciables.
Escenario
Escenario Adicional
Guacolda U3 (-48°)
0.97
1x220kV Cardones – San Andrés
125 (62%)

Cumplimiento NTSyCS
P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B
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125,0
120°
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[deg]
75,00
25,00
-25,00
CT Guacolda U3
-48.44 deg
-75,00
-120°
-125,0
0,001
4,001
8,001
12,00
16,00
[s]
20,00
1,100
1.07pu
1.05pu
1,018
0.93pu
0,936 0.95pu
Pan de Azúcar
0.97 p.u.
0,854
0.8pu
0,772
0.7pu
0,690
0,001
4,001
8,001
12,00
16,00
[s]
20,00
Pap\J1: V[pu] - Tensión de servicio 228kV
DdA\J: V[pu] - Tensión de servicio 224kV
Pinto\J: V[pu] - Tensión de servicio 224kV
S/E Cardones\J1: V[pu] - Tensión de servicio 224kV
Maite\J1: V[pu] - Tensión de servicio 226kV
S/E Punta Colorada\J1-J2: V[pu] - Tensión de servicio 226kV
PAzu\J1: V[pu] - Tensión de servicio 226kV
Figura 8-3: (Arriba) ángulos rotóricos de las máquinas sincronicas del SIC Norte; (abajo) tensiones en barra.
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133,6
[MVA]
106,9
80,19
18.67 s
125.09 MVA
15.54 s
116.92 MVA
0.46 s
67.18 MVA
~58MVA
53,46
~59MVA
0.53 s
57.93 MVA
26,73
0,000
0,001
4,001
8,001
12,00
16,00
[s]
20,00
[s]
20,00
Cardones - Diego de Almagro 1x220kV: Total Apparent Pow er/Terminal i
Cardones - San Andrés 220kV: Total Apparent Pow er/Terminal i
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV: Total Apparent Pow er/Terminal i
139,7
19.29 s
123.28 MVA
[MVA]
118,6
19.32 s
115.85 MVA
97,51
76,44
55,36
34,29
0,001
4,001
8,001
12,00
16,00
Maitencillo - Cardones 220kV L1: Total Apparent Pow er/Terminal i
Figura 8-4: : Transferencias de potencia [MVA] por las líneas del sistema de transmisión del SIC Norte.
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9 CONCLUSIONES
Han sido ejecutados estudios de flujo de carga y estabilidad transitoria mediante transitorios
electromecánicos, con datos del sistema proporcionados por el CDEC-SIC, y datos de la nueva
instalación proporcionados por ABB Chile sa, para distintos escenarios de operación.
Dichos escenarios representan estados del sistema de demanda alta y baja proyectados a
septiembre de 2015, y están en concordancia con los casos solicitados por la dirección de operación
del CDEC-SIC a través de la carta N°0064/2015.
El detalle de los principales resultados se presenta a continuación:
Estudios de Flujos de Carga
Para los 4 escenarios desarrollados en este estudio, se evalúo el comportamiento estático del
sistema en condiciones de RED N y para un conjunto de contingencias simples.
Se analizaron de manera no simultánea la salida de servicio de cada uno de los siguientes
elementos:
1. Línea proyectada 220kV Diego de Almagro – Cardones,
2. Línea 220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto,
3. Línea 220kV Cardones –
San Andrés,
4. Transformadores 220/110kV de S/E Diego de Almagro,
5. Una unidad de la central Taltal (si en el escenario llegase a estar en servicio)
Se pueden obtener las siguientes conclusiones respecto al análisis del estado estacionario:
Nótese que, previo a la interconexión del tendido del primer circuito de la línea 2x220kV
Cardones – Diego de Almagro, el balance entre la capacidad instalada de la generación ERNC y
térmica con la demanda residencial e industrial ubicada al norte de la S/E Cardones, produce un
excedente de generación de ~700MW. De esta manera, las restricciones de despacho y
congestiones estarán dadas por las capacidades nominales de las líneas de transmisión. La línea
1x220kV Cardones – San Andrés limita el nivel de generación máxima al norte de Cardones, debido
a su capacidad nominal de 197MVA a 25°C.
Luego, con la incorporación de la nueva línea, se genera una redundancia de vínculo entre las
SS/EE Cardones y Diego de Almagro, pudiendo levantar restricciones en la capacidad de
transmisión del sistema.
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Considerando la incorporación del nuevo vínculo y los casos de operación estipulados en la
carta de escenarios N°0064/2015 emitida por la dirección de operación del CDEC-SIC, el sistema
operaría sin sobrecargar las líneas del sistema de transmisión de la siguiente forma:

El 58% (~371MW) de la capacidad instalada fotovoltaica puede ser despachada para los
escenarios en donde solo se considera generación fotovoltaica.

Solo el 36% (~230MW) de la capacidad instalada fotovoltaica puede ser despachada para
los escenarios en donde se considere el despacho de la unidad U1 de la central Taltal a
máxima generación (120MW).
Ante la ocurrencia de contingencias que involucren la salida de servicio de líneas de
transmisión, se evidencia que, si bien la redistribución de los flujos post-contingencia genera un
aumento significativo en las transferencias de potencia por las líneas de transmisión adyacentes,
ubicadas al norte de la S/E Cardones, esté aumento es perfectamente tolerado por la capacidad de
transmisión remanente de estas líneas.
Finalmente, se destaca que en ninguno de los escenarios desarrollados se registran
problemáticas en condiciones normales de operación, ni frente a la ocurrencia de una contingencia
simple en las líneas del sistema de transmisión, ni ante la desconexión de generadores o
transformadores de poder (ver tablas resumen en condiciones de RED N y RED N-1 en el capítulo
6 “Estudio de Flujo de Carga”).
Así, considerando la obra 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer
circuito para un horizonte de estudio a septiembre del 2015, no se registran sobrecargas
en las líneas de transmisión ni tensiones fuera del rango de condición normal estipulado
por la NTSyCS.
Estudio de Transitorios Electromecánicos
Para los cuatros escenarios desarrollados en este estudio, se estudió el comportamiento
dinámico del sistema para un conjunto de fallas, monitoreando distintas variables significativas del
sistema y verificando el cumplimiento estipulado en la NTSyCS.
Se pueden obtener las siguientes conclusiones con respecto al análisis de estabilidad
transitoria:
El comportamiento dinámico del sistema resulta aceptable en todos los escenarios estudiados.
No se observan problemas en las recuperaciones de las tensiones, en las oscilaciones angulares de
las unidades de las centrales térmicas Guacolda y Taltal, ni en las oscilaciones de potencia por las
líneas del sistema de transmisión del SIC Norte. Al término de las simulaciones no se registran
niveles de carga por sobre las capacidades nominales de los elementos del sistema de transmisión.
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En los escenarios en que no se considera el despacho de la unidad U1 de la central Taltal, no
se observan oscilaciones de potencia en las líneas afectadas. Esto se debe al funcionamiento de la
lógica de control de la potencia activa de las unidades fotovoltaicas del SIC Norte.
Se evidencia que, la desconexión de la unidad U1 de la central Taltal como la desconexión de
los transformadores de poder 220/110kV de la S/E Diego de Almagro, en condiciones de máxima
generación fotovoltaica, no tendrían un mayor impacto en el perfil de tensiones del sistema norte.
Asimismo, las excursiones de la frecuencia del sistema producto de la pérdida de generación se
encuentran contendidas. En el peor de los casos, la mínima subfrecuencia transitoria alcanzó un
valor cercano a los 49.7Hz.
Se destaca la respuesta dinámica del SVC+ ante la ocurrencia de las fallas en las líneas del
sistema de transmisión. El SVC+, durante la ocurrencia del cortocircuito, aporta una cantidad de
reactivos importante para el control de tensión en la S/E Diego de Almagro.
Ante la ocurrencia de un cortocircuito en la línea 1x220kV Cardones – San Andrés, se puede
observar que, producto de la posterior desconexión de esta línea, la totalidad de la generación
despachada por las unidades fotovoltaicas y térmicas ubicadas al norte de la S/E Cardones, se
transmiten hacia el sistema de transmisión troncal únicamente por la nueva línea 1x220kV
Cardones – Diego de Almagro. Así, la redistribución de los flujos de potencia post-contingencia por
esta línea aumentan de manera significativa (~112MVA). No obstante, estas transferencias se
estabilizan en valores permisibles, menores al 100% de la capacidad permanente de la línea.
Estudio Complementario:
Considerando una nula generación por parte de las unidades ERNC ubicadas al norte de la
S/E Maitencillo 220kV y una máxima generación de las cuatro unidades de la central Guacolda
(568MW), se obtienen transferencias de potencia en el sentido SurNorte (déficit de generación al
norte de la S/E Cardones 220kV). Ante esta situación, se evidencia que no se encuentran
sobrecargas ni condiciones límites en ningunos de los elementos del sistema de transmisión tanto
en condiciones normales de operación ni frente a la ocurrencia de contingencias simples.
Con respecto al análisis de transitorios electromecánicos, se puede concluir que la respuesta
del sistema, ante todas las contingencias evaluadas, es satisfactoria y se verifica el cumplimiento
de los parámetros de desempeño dinámico estipulados en la NTSyCS.
En particular, ante la ocurrencia de un cortocircuito en la línea 1x220kV Cardones – Diego de
Almagro, se evidencia que producto de la posterior desconexión de esta línea, la totalidad de la
generación proveniente del sur de la S/E Cardones 220kV, fluye hacia la S/E Diego de Almagro por
medio de los tramos CardonesSan AndrésCarrera PintoDiego de Almagro. A causa de ello, la
redistribución de los flujos de potencia post-contingencia por dichas líneas aumentan de manera
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significativa (~58MVA). No obstante lo anterior, esté aumento es perfectamente tolerado por la
capacidad de transmisión remanente.
Por todo lo anterior, y dentro del alcance los estudios eléctricos realizados, se
concluye que es técnicamente factible la incorporación al SIC en las SS/EE Cardones y
Diego de Almagro de la línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer
circuito.
Adicionalmente, se infiere que esta nueva línea permitiría reducir las restricciones
existentes en la capacidad de transmisión del sistema al norte de la S/E Cardones.
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Estudio de impacto sistémico

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