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CDEC-SING C-0064/2013

Clasificación: InformeVersión: Para Opinión de los Interesados

Autor Dirección de Peajes - Departamento de PlanificaciónFecha Creación 23-10-2013Correlativo CDEC-SING C-0064/2013Versión Para Opinión de los Interesados

OCTUBRE 2013

ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMADE TRANSMISIÓN DEL SING


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CDEC-SING C-0064/2013Clasificación: Informe

Versión: Para Opinión de los Interesados

ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING Página 2 de 199

CONTROL DEL DOCUMENTO

APROBACIÓN

Versión Aprobado por

Preliminar Rafael Carvallo – Subdirector de PeajesPara Opinión de los Interesados Rafael Carvallo – Subdirector de Peajes

REGISTRO DE CAMBIOS

Fecha Autor Versión

30-08-2013 Departamento de Planificación Preliminar

23-10-2013 Departamento de Planificación Para Opinión de los Interesados

REVISORES

Nombre Cargo

Rafael Carvallo Carrasco Subdirector de Peajes

Andrés Guzmán Clericus Jefe Departamento de Planificación

Giovani Bastidas Hernández Ingeniero de Planificación

Paulina Muñoz Pérez Ingeniero de Planificación

Víctor Álvarez Catalán Ingeniero de Planificación

DISTRIBUCIÓN

Copia Destinatario

A disposición de todos los interesados en el sitio Web del CDEC-SING


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CONTENIDOS

1. INTRODUCCIÓN 7

2. RESUMEN EJECUTIVO 8

3. BASES GENERALES DE LA MODELACIÓN 13

3.1 SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE 14

3.1.1 DEMANDA DEL SING 14

3.1.2 OFERTA DEL SING Y ESCENARIOS CONSIDERADOS 16

3.1.2.1 Escenario Base 18

3.1.2.2 Escenario Tarapacá 21

3.1.2.3 Escenarios de Interconexión SING - SIC 22

3.1.3 TOPOLOGÍA BASE Y SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING 23

3.1.4 DISPONIBILIDAD Y PRECIO DE COMBUSTIBLES 24

3.2 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL 26

4. ANÁLISIS DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO DEL SING - DIAGNÓSTICO 27

4.1 ASPECTOS GENERALES 27

4.1.1 COMPORTAMIENTO GENERAL DE FLUJOS DE POTENCIA 29

4.1.2 NIVELES DE CORTOCIRCUITO, CAPACIDAD DE INTERRUPTORES Y TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 32

4.2 DIAGNÓSTICO ZONA NORTE DEL SING 364.2.1 RESTRICCIÓN CORREDOR ZONA NORTE 37

4.2.2 RESTRICCIÓN LÍNEA 220 KV TARAPACÁ - LAGUNAS 40

4.2.3 REQUERIMIENTOS DE POTENCIA REACTIVA 41

4.2.4 LÍNEA LAGUNAS - COLLAHUASI 41

4.2.5 ABASTECIMIENTO CIUDADES DE ARICA E IQUIQUE 41

4.3 DIAGNÓSTICO ZONA CENTRO Y SUR-CORDILLERA DEL SING 42

4.3.1 RESTRICCIÓN CRUCERO-ENCUENTRO 45

4.3.2 RESTRICCIÓN TOCOPILLA 46

4.3.3 RESTRICCIÓN TRAMO 220 KV CHACAYA - MEJILLONES - O’HIGGINS - PALESTINA – DOMEYKO 47

4.3.4 RESTRICCIÓN DE INYECCIÓN S/E ATACAMA 494.3.4.1 Restricción de transmisión Línea 2x220 kV Atacama – Encuentro por criterio N-1 50

4.3.4.2 Restricción de generación en subestación Atacama por criterio N-1 53

4.3.5 RESTRICCIÓN DE INYECCIÓN S/E CHACAYA 54

4.3.6 RESTRICCIÓN TRANSFORMADOR 220/110 KV S/E CAPRICORNIO 56

4.3.7 ABASTECIMIENTO CIUDAD DE ANTOFAGASTA 56



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4.3.8.1 Zona Centro 58

4.3.8.2 Zona Sur-Cordillera 58

5. OBRAS PROPUESTAS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA 60

5.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN PROPUESTAS ZONA NORTE DEL SING 60

5.1.1 RESTRICCIÓN CORREDOR ZONA NORTE 60

5.1.2 RESTRICCIÓN LÍNEA 220 KV TARAPACÁ - LAGUNAS 61


5.1.4 RESUMEN CORREDOR ZONA NORTE 63

5.1.5 ABASTECIMIENTO CIUDADES DE ARICA E IQUIQUE 64

5.2 OBRAS DE TRANSMISIÓN ZONA CENTRO Y SUR-CORDILLERA DEL SING 65

5.2.1 RESTRICCIÓN CRUCERO-ENCUENTRO 65

5.2.2 RESTRICCIÓN TOCOPILLA 65

5.2.3 RESTRICCIÓN DE INYECCIÓN S/E ATACAMA 685.2.4 RESTRICCIÓN DE INYECCIÓN S/E CHACAYA 71

5.2.5 RESTRICCIÓN DE INYECCIÓN CONJUNTA S/E CHACAYA Y S/E ATACAMA 74

5.2.6 RESTRICCIÓN TRANSFORMADOR 220/110 KV S/E CAPRICORNIO 80

5.2.7 ABASTECIMIENTO CIUDAD DE ANTOFAGASTA 80


6. VALORIZACIÓN DE INSTALACIONES DE TRANSMISISÓN 83

6.1 S/E SECCIONADORA NUEVA ATACAMA 84

6.2 LÍNEA NUEVA ATACAMA – NUEVA ENCUENTRO 85

6.3 REPOTENCIAMIENTO TRAMO NUEVA ENCUENTRO – ENCUENTRO 86

6.4 SECCIONAMIENTO LÍNEA ATACAMA – DOMEYKO EN S/E O’HIGGINS 87

6.5 LÍNEA ENCUENTRO – LAGUNAS, CIRCUITO 2 88

6.6 BANCO CONDENSADORES EN S/E TARAPACÁ 89

6.7 LÍNEA TARAPACÁ - LAGUNAS 90

6.8 REPOTENCIAMIENTO TRAMO LÍNEA ATACAMA – NUEVA ATACAMA 91

6.9 LÍNEA NUEVA ATACAMA – O’HIGGINS 92

6.10 REPOTENCIAMIENTO TRAMO LÍNEA CHACAYA – NUEVA ATACAMA 93

6.11 NUEVA LÍNEA ENCUENTRO – COLLAHUASI, CIRCUITO 1 94

6.12 BANCO CONDENSADORES S/E POZO ALMONTE 95

6.13 NUEVA LÍNEA TOCOPILLA - NORGENER 96

7. ANEXOS 97

7.1 ANEXO 1. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS 97


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7.1.1 RESTRICCIÓN DE INYECCIÓN S/E ATACAMA 97

7.1.1.1 Restricción de transmisión Línea 220 kV Atacama – Encuentro por criterio de seguridad N-1 97

7.1.1.2 Restricción de inyección S/E Atacama por criterio de seguridad N-1 99

7.1.2 RESTRICCIÓN DE INYECCIÓN S/E CHACAYA 103

7.1.3 RESTRICCIÓN DE INYECCIÓN CONJUNTA S/E CHACAYA Y S/E ATACAMA 110

7.2 ANEXO 2. COSTO DE DESARROLLO DE LARGO PLAZO 116

7.3 ANEXO 3. DEMANDA INFORMADA POR CLIENTES DEL SING 117

7.4 ANEXO 4. FLUJOS DE POTENCIA – CURVAS DE DURACIÓN 121

7.4.1 ZONA NORTE DEL SING - CORREDOR ZONA NORTE ESCENARIO BASE 121

7.4.1.1 Línea 220 kV Crucero – Lagunas 121

7.4.1.2 Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi I 122

7.4.1.3 Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi II 123

7.4.1.4 Línea 220 kV Encuentro – Lagunas I 124

7.4.1.5 Línea 220 kV Lagunas - Pozo Almonte 125

7.4.1.6 Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores 126

7.4.1.7 Línea 220 kV Tarapacá – Lagunas 127

7.4.2 ZONA CENTRO DEL SING 128

7.4.2.1 Línea 220 kV Tocopilla – El Loa 128

7.4.2.2 Línea 220 kV El Loa - Crucero 129

7.4.2.3 Línea 220 kV Norgener - Barril. 130

7.4.2.4 Línea 220 kV Barril - La Cruz 131

7.4.2.5 Línea 220 kV La Cruz – Crucero 132

7.4.2.6 Línea 110 kV Tocopilla - A. 133

7.4.2.7 Línea 110 kV Tocopilla - Tamaya 134

7.4.2.8 Línea 220 kV Crucero-Salar 1357.4.2.9 Línea 220 kV Salar - Chuquicamata 136

7.4.2.10 Línea 220 kV Crucero – Chuquicamata 137

7.4.2.11 Línea 220 kV Crucero – El Abra 138

7.4.2.12 Línea 220 kV Crucero – Radomiro Tomic 139

7.4.2.13 Línea 220 kV Crucero – Encuentro 140

7.4.2.14 Línea 220 kV Central Atacama – Encuentro 141

7.4.2.15 Línea 220 kV Central Atacama – Seccionadora Nueva Encuentro 142

7.4.2.16 Línea 220 kV Seccionadora Nueva Encuentro – Encuentro 143

7.4.2.17 Línea 220 kV Encuentro – Spence 144

7.4.2.18 Línea 220 kV Encuentro – El Tesoro 1457.4.2.19 Línea 220 kV El Tesoro – Esperanza 146

7.4.2.20 Línea 220 kV Esperanza – El Cobre I y II 147

7.4.2.21 Línea 220 kV Laberinto – El Cobre 149

7.4.2.22 Línea 220 kV Crucero – Laberinto I y II 150

7.4.2.23 Línea 220 kV Angamos – Laberinto I y II 152

7.4.2.24 Línea 220 kV Chacaya – Crucero 154


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7.4.2.25 Línea 220 kV Chacaya – El Cobre I y II 155

7.4.2.26 Línea 220 kV Chacaya – Capricornio 157

7.4.2.27 Línea 220 kV Capricornio – Mantos Blancos 158

7.4.2.28 Línea 220 kV Laberinto – Mantos Blancos 159

7.4.3 ZONA SUR – CORDILLERA DEL SING 160

7.4.3.1 Línea 220 kV Crucero – Laberinto I y II 160

7.4.3.2 Línea 220 kV Oeste – Laberinto 162

7.4.3.3 Línea 220 kV Andes – Oeste 163

7.4.3.4 Línea 220 kV Andes – Nueva Zaldívar 164

7.4.3.5 Línea 220 kV Nueva Zaldívar – Zaldívar 165

7.4.3.6 Línea 220 kV Zaldívar – Escondida 166

7.4.3.7 Línea 220 kV Nueva Zaldívar – Escondida 167

7.4.3.8 Línea 220 kV Escondida – Domeyko 168

7.4.3.9 Línea 220 kV Domeyko – Sulfuros 169

7.4.3.10 Línea 220 kV Nueva Zaldívar – Sulfuros 170

7.4.3.11 Línea 220 kV Chacaya – Mejillones 171

7.4.3.12 Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins 172

7.4.3.13 Línea 220 kV O’Higgins – Palestina 173

7.4.3.14 Línea 220 kV Palestina – Domeyko 174

7.4.3.15 Línea 220 kV O’Higgins – Coloso 175

7.4.3.16 Transformador 220/110 kV S/E Capricornio 176

7.4.3.17 Línea 110 kV Antofagasta – Capricornio 177

7.4.3.18 Línea 110 kV Capricornio – El negro 178

7.4.3.19 Línea 110 kV El Negro – Alto Norte 179

7.4.3.20 Línea 110 kV Antofagasta – La Negra 1807.4.3.21 Línea 110 kV La Negra – Alto Norte 181

7.5 ANEXO 5. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL 182

7.5.1 DEMANDA DEL SIC 182

7.5.2 OFERTA DEL SIC 182

7.5.3 TOPOLOGÍA BASE Y SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SIC 183

7.5.4 DISPONIBILIDAD Y PRECIO DE COMBUSTIBLES 183

7.5.5 ESTADÍSTICA HIDROLÓGICA 185

7.6 ANEXO 6. RESPUESTA A OBSERVACIONES RECIBIDAS A INFORME PRELIMINAR 186

7.7 ANEXO 7. ESTUDIO DE EVALUACIÓN ESTÁTICA Y DINÁMICA FRENTE A ENLACES TOCOPILLA – NORGENER Y CHACAYA

ATACAMA 1927.7.1 ANÁLISIS DE CAPACIDAD PARA INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 192

7.7.2 ANÁLISIS DINÁMICO PARA INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 196


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1. INTRODUCCIÓN

De acuerdo a lo establecido en el Artículo 99° de la Ley General de Servicios Eléctricos, anualmente, laDirección de Peajes del CDEC-SING, en adelante DP, debe analizar la consistencia de las instalaciones de

desarrollo y expansión del Sistema de Transmisión Troncal contenidas en el Informe Técnico1

La propuesta emitida según se indica en el párrafo anterior debe considerar las obras de TransmisiónTroncal que deben iniciarse en el período de doce meses siguientes, o la no realización de las obras yadefinidas, para posibilitar el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias de calidad yseguridad vigentes. Además, podrá considerar tanto los proyectos de Transmisión Troncal contemplados enel Estudio de Transmisión Troncal (ETT) como los que, sin estarlo, sean presentados a la Dirección dePeajes del CDEC por sus promotores.

de la ComisiónNacional de Energía, en adelante la Comisión, con los desarrollos efectivos en materia de inversión engeneración eléctrica, interconexiones y la evolución de la demanda, considerando los escenarios y supuestosprevistos en dicho Informe Técnico.

Al respecto, cabe señalar que el Decreto Supremo N° 61 del 5 de septiembre de 2011 del Ministerio deEnergía, fijó los siguientes tramos como pertenecientes al sistema Troncal del SING:

Línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas. Línea 1x220 kV Crucero - Lagunas N°1. Línea 1x220 kV Crucero - Lagunas N°2. Línea 2x220 kV Crucero - Encuentro. Línea 2x220 kV Atacama - Encuentro.

Los análisis realizados, cuyos resultados se entregan en el presente informe, se centran en los tramos deTransmisión Troncal indicados anteriormente y en aquellos indicados en los Decretos de Expansión emitidoscon motivo de las revisiones anuales, sin embargo, y en atención a las características topológicasparticulares del SING, resulta necesario un análisis amplio que abarque no sólo éstas instalaciones, sino

además aquellas instalaciones del Sistema de Transmisión Adicional que operan en forma enmallada o enparalelo a las instalaciones troncales, imponiendo condiciones operacionales a las mismas.

Los supuestos considerados en relación a demanda y oferta de energía y potencia, son hechos en base ainformación entregada por los propios coordinados clientes y en base a proyectos con Resolución deCalificación Ambiental Aprobada, respectivamente.

Los supuestos considerados en relación a disponibilidad y precios de combustibles se dividen en dos: cortoplazo, definido como tal los próximos 2 años, para el cual se utiliza la información que dispone la Direcciónde Operación, en adelante la DO, entregada por las empresas para la definición del programa de operaciónde corto plazo; y mediano - largo plazo, definido a partir del cuarto año, para el cual se utiliza la informacióncontenida en el Informe Técnico de Precio de Nudo, en su versión definitiva del mes de abril de 2013. Eltercer año se considera de transición entre los dos periodos anteriores y para ello se utiliza un valorintermedio entre los supuestos de corto y mediano-largo plazo.

Adicionalmente, como una manera de cuantificar preliminarmente el impacto de una operación del SINGinterconectado con el SIC, el presente ejercicio de planificación considera dos escenarios donde se simula laoperación conjunta e interconectada de ambos sistemas. El primero, conectando la interconexión en la zonade Mejillones, y el segundo en la subestación seccionadora Nueva Encuentro.

1 Según se señala en el Artículo 91° de la Ley General de Servicios Eléctricos.


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2. RESUMEN EJECUTIVO

Con el objeto de determinar el comportamiento del sistema de transmisión principal del SING en el largoplazo y sus necesidades de expansión, se analiza la operación técnica y económica del SING, considerando

dos escenarios de oferta, los que difieren en la fecha de entrada en servicio de los proyectos de generacióndel plan de obras, y un escenario de demanda, que se basa en la información proporcionada por losCoordinados Clientes, como respuesta a la carta CDEC-SING N°0620/2013. Adicionalmente, se considerandos escenarios que consideran la interconexión SING-SIC.

Los Escenarios considerados para el análisis son los siguientes:

Escenario Base. Con la demanda indicada y plan de obras de generación formado con unidadesconvencionales y no convencionales que cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA)Aprobada.

Escenario Tarapacá. Escenario que consiste en adelantar la fecha de entrada de los proyectos degeneración ubicados en S/E Tarapacá, retrasando los proyectos conectados en la zona de

Mejillones.

Escenario Interconexión SING-SIC (Centro). Considera a partir de enero de 2020, los sistemasSING y SIC en operación interconectada y coordinada, con punto de conexión en el SING en lasubestación seccionadora Nueva Encuentro.

Escenario de Interconexión SING-SIC (Costa). Considera a partir de enero de 2020, los sistemasSING y SIC en operación interconectada y coordinada, con punto de conexión en el SING en lasubestación seccionadora Nueva Atacama.

Se debe destacar que si bien se hicieron las simulaciones de largo plazo para los escenarios deInterconexión SING-SIC, el impacto en el sistema eléctrico asociado a la interconexión sería sólo a contar deaño 2020, y por lo tanto estos escenarios no fueron considerados para realizar los estudios eléctricosestáticos. Sin embargo lo anterior, estos escenarios fueron considerados al momento de dimensionar lasobras de expansión de transmisión recomendadas, con el fin de que dichas alternativas de expansión seanconsistentes con los futuros requerimientos que habría haber sobre el sistema de transmisión al momentoque se lleve a cabo la Interconexión entre ambos sistemas.

Disponibilidad y precios de combustibles en el largo plazo, corresponden a los indicados en el InformeTécnico de Precio de Nudo de Abril de 2013. Para el corto plazo se utilizan los precios y disponibilidadesmanejadas por la Dirección de Operación, que corresponden a los informados por los propietarios deunidades de generación.

Además de las instalaciones existentes, el Sistema de Transmisión Base considera todas aquellas nuevasobras y refuerzos en instalaciones existentes que se encuentran incluidas en algún Decreto de Expansión.

Como resultado de los análisis se determinan diversas alternativas de obras y proyectos, necesarios paralevantar las distintas congestiones que se presentan en el sistema de transmisión en la medida que crece laoferta y demanda del SING. El horizonte de análisis corresponde a 15 años, iniciando el año 2014.

Las alternativas de desarrollo del sistema de transmisión para instalaciones troncales, adicionales ysubtransmisión se presentan en resumen en Tabla 1 y Tabla 2 respectivamente. Dicho resumen se presentaen forma gráfica en la Figura 1


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CDEC-SING C-0064/20Clasificación: Infor

Versión: Para Opinión de los Interesad

NATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING Página 9 de 199

Resumen Obras de Transmisión en Construcción y Recomendadas

Tabla 1: Obras en Construcció n y Recomendadas de Expansión del Sistema de Transmisión d el SING. Instalaciones troncales.

Estado N ProyectoCapacidad Plazo

(meses)

LongitudFecha PES Segmento Tipo de obra

VIReferencial

AVI COMA VATTZona Motivo obra de expansión

MVA km Miles de USD

Construcción

1 Barra seccionadora en S/ELagunas

- - - 01/02/2014 Troncal Ampliación 4,444 454 84 538 Norte Decreto DS N°82 / 2013

2Barra seccionadora en S/E

Tarapacá- - - 01/05/2014 Troncal Ampliación 3,054 312 58 370 Norte Decreto DS N°82 / 2014

3Banco de Compensación en

Lagunas 60 MVAr+Ampliación S/ELagunas

60 - - 01/07/2015 Troncal Ampliación 5,186 530 93 623 Norte Decreto DS N°310 / 2013

4Subestación Nueva Encuentro 220

kV- - - 01/01/2016 Troncal Ampliación 11,773 1204 170 1374 Centro Decreto DS N°310 / 2013

5Ampliación Líneas 2x220 kV

Crucero-Encuentro+AmpliaciónS/E Encuentro

1000 - 1 01/03/2016 Troncal Ampliación 6,286 643 113 756 Centro Decreto DS N°310 / 2013

6Nueva Línea 2x220 Encuentro -

Lagunas, circuito 1 290 - 174 01/02/2017 Troncal NuevaVI

Adjudicado - - - Norte Decreto DS N°82 / 2012

TroncalRecomendado

1Aumento de capacidad Línea2x220 kV Nueva Encuentro -

Encuentro1000 19 29 (*) 2017 Troncal Ampliación 9,319 953 186 1,139 Centro

Aumentos de Demanda en el S(S/E Encuentro, S/E Crucero, S

Lagunas)

2 Tendido circuito 2, Nueva Línea2x220 kV Encuentro – Lagunas

290 25 175 2018 Troncal Ampliación 12,710 1,300 254 1,554 Norte Aumento Demanda Zona Nor

3Nueva Línea 2x220 kV Tarapacá –

Lagunas, circuito 1290 25 56 2019 Troncal Nueva 17,513 1,791 350 2,141 Norte

Entrada primer móduloGeneradora en Sector Tarapa

4Nueva Línea 2x500 energizada en

220 kV Atacama - Nueva

Encuentro, circuito 1

660 31 124 (*) 2019 Troncal Nueva 48,665 4,976 973 5,950 Centro

Aumentos de Demanda en el S(S/E Encuentro, S/E Crucero, SLagunas) y entrada de módulos

generación en zona de Mejillon

(*) S/E Nueva Encuentro ubicada a un radio de 25 km desde S/E Encuentro


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Tabla 2: Obras Recomendadas de Expansión del Sistema de Transmisión del SING. Instalaciones adicionales y s ubtransmisión.

Estado NObras de transmisión recomendadas (Adicional y

Subtransmisión)Capacidad Largo Fecha

PESSegmento

VI AVI COMAZona Motivo obra de transmisi

MVA km Miles de USD

AdicionalRecomendadas

1 Nuevo banco compensación capacitiv a en S/E Pozo Almonte 40 No Aplica 2018 Adicional 1,436 147 29 Norte Aumento Demanda Zona No2 Ampliación Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 1 170 175 2019 Adicional - - - Norte

Aumento demanda Minera Coll3 Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi II, circuito 1 170 204 2019 Adicional 41,592 4,253 832 Norte4 Tendido circuito 2, Nueva Línea 2x220 kV Encuentro – Collahuasi II 170 204 2019 Adicional 14,557 1,489 291 Norte5 Nuevo banco compensación capacitiva en S/E Collahuasi 60 No Aplica 2020 Adicional - - - Norte6 Nuevo banco compensación capacitiva en S/E Cóndores 40 No Aplica 2020 Subtransmis ión 1,705 174 34 Norte Aumento Demanda Zona No

7Nuevo banco compensación capacitiva en Nueva S/E Quebrada

Blanca 40 No Aplica 2020 Adicional - - - Norte Aumento Demanda Quebrada

8Nueva Línea 220 kV Tocopilla–Norgener, y cambio TTCC Línea 220

kV Norgener–Crucero500 0.3 2015 Adicional 2,155 220 43 Centro

Se levanta restricción de InyeccS/E Tocopilla (Actual política

operación).

9 Compensación reactiva capacitiva en S/E Domeyko 80 No Aplica 2015 Adicional - - -Sur-

Cordillera

Crecimientos de demanda en Sur-Cordillera (S/E Escondid

Domeyko)

10Compensación reactiva capacitiva en S/E Radomiro Tomic (120 MVar)

y S/E Spence (60 Mvar)180 No Aplica 2016 Adicional - - - Centro

Crecimientos de demanda enRadomiroTomic y S/E Spen

11 Nueva Línea 2x220 kV O'Higgins - Coloso, c1 245 32 2017 Adicional 9,600 982 192 Sur-Cordillera

Crecimientos de demanda en Sur-Cordillera (Desaladora en

Coloso)

12

Enlace Chacaya-Atacama: 1- Subestación Seccionadora Nueva Atacama (secciona líneas

Atacama-Encuentro y Chacaya-El Cobre).2- Aumento capacidad tramo Central Atacama-Nueva Atacama

3- Aumento capacidad tramo Nueva Atacama-Chacaya

1000 No Aplica 2017 Adicional 19,497 1,994 390 Centro

Crecimientos de demanda SIEntrada de Módulos de generaczona de Mejillones, Mejillones

y 2. Subestación permiteA)Aumenta capacidad de inye

B) Permite conexión de nuecentrales en zona de Mejillo

C) Posibilidad de construcción500 kV para llegada de

Interconexiones.

13 Seccionamiento Línea 220 kV Atacama - Domeyko en S/E O'Higgins No Aplica No Aplica 2017 Adicional 9,531 975 191Sur-

Cordillera

14 Nueva Línea 2x220 kV Nueva Atacama - O'Higgins , circuito1 365 76 2017 Adicional 23,105 2,363 462Sur-

Cordillera

15 Nueva Línea 2x220 kV O'Higgins - Domeyko, circui to1 365 130 2019 Adicional 39,522 4,041 790Sur-

Cordillera

Crecimientos de demanda SIEntrada de Módulos de generaczona de Mejillones. Mejillones

RecomendadasAbastecimiento

Seguro deCiudades

16 Nueva línea 2x220 kV Cóndores-Pozo Almonte, circuito 1 180 70 2017 Subtransmis ión 21,000 2,147 420 Norte

Mayor seguridad de sumin

Iquique, Arica y Dolores por faLíneas 220 kVTarapacá - CóndLagunas - Pozo Almonte

17 Cambio T/C línea Arica-Pozo Almonte 110 kV 100 No Aplica 2017 Subtransmisión - - - NorteMayor seguridad de sumin

ciudad de Arica y Dolores poen Líneas 220 kV CóndoreParinacota y Línea 110kV P

Almonte - Arica

18 Nuevo transformador 110/66 kV y Patio 110 kV en S/E Parinacota 100 No Aplica 2017 Subtransmisión - - - Norte

19By pass en l ínea Arica-Pozo Almonte 110 kV y derivación hacia S/E

Parinacota 110 kV100 10 2017 Subtransmisión - - - Norte

20Normalización Tap Off Quiani y cambio TT/CC líneas Parinacota-Tap

Off Quiani y Tap Off Quiani-Arica- - 2017 Subtransmisión - - - Norte

21Transformador 220/110 kV S/E La Negra y Seccionamiento Línea 220

kV O'Higgins - Coloso150 - 2015 Adicional 12,000 1,227 240 Sur Mayor seguridad de sumin

ciudad de Antofagasta y Conindustriales en La Negra y Norte. Se eliminan problemasuficiencia en ATR Capricorn

problemas de sobrecarga y ENfallas en Línea 220 kV AtacamEsmeralda y Líneas de 110

22Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta - Esmeralda y Cierre Línea 110 kV

Mejillones - Antofagasta200 4 2015 Subtransmis ión 3,000 307 60 Sur

23 Cambios de TTCC en Líneas de 110 k V Capricornio - Antofagasta,Antofagasta-Alto Norte

- 2016 Adicional 1,500 153 30 Sur

24Nueva Línea 1x220 kV Esmeralda - Coloso o desde Esmeralda - Patio

220 kV S/E La Negra200 14 2018 Subtransmis ión 6,500 665 130 Sur


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Figura 1: Obras Recomendadas de Expansión del Sistema de Transmisión del SING. Instalaciones troncal, adicionales y subt ransmisión.

Crucero

Encuentro

Atacama

Domeyko

Nueva Zaldíva

Escondida

Chacaya

Tocopilla

Norgener

El Cobre

LaberintoAngamos

ChuquicaSalar

Mejillones GNL 1 y2B

Cochrane 1 y 2 A

B

C

G

Carbón Mejillones 1 y

E

F Atacama GNL A

Carbón Angamos

EMejillones DieselGC

F

O’Higgins

Mejillones

N. Encuentro

Coloso

Proyecto de generació

En construcción - Am

En construcción –Nu

Lagunas

Recomendado–Nue

Nueva AtacamaRecomendado–Amp

Tarapacá

D Carbón Tarapacá 1 y 2

D

1

2

3

4

Proyecto de TransmiCapricornio

Alto NorteLaNegra

El Negro

La Negra 220

Esmeralda

Antofagasta

Pampa

Desalant

Parinacota

Cóndores Pozo Almonte

Collahuasi

M. Blancos

Oeste

El Tesoro

Esperanza

Arica Chapiquiña

Diesel Arica Quiani

Sistema de Transmisión

Líneade 220 kV

Líneade 110 kV

Líneade 66 kV

Nueva Quebrada

Blanca

R.Tomic

Spence

B) Resumen de obras de expansión Recomendadas IET. Adicional y Subtransmisión

Crucero

Encuentro

Atacama

Domeyko

Nueva Zaldívar

Escondida

Chacaya

Tocopilla

Norgener

El Cobre

LaberintoAngamos

ChuquicamataSalar

Mejillones GNL 1 y2B

Cochrane 1 y 2 A

B

C

G

Carbón Mejillones 1 y2

E

F Atacama GNL A

Carbón Angamos

EMejillones DieselGC

F

O’Higgins

Mejillones

N. Encuentro

Coloso

Proyecto de generación

En construcción - Ampliación

En construcción –Nuevo Proyecto

Lagunas

Recomendado–Nuevo Proyecto

Nueva AtacamaRecomendado–Ampliación

Tarapacá


D

1

2

3

4

Proyecto de TransmisiónCapricornio

Alto NorteLaNegra

El NegroEsmeralda

Antofagasta

Pampa

Desalant

Parinacota

Cóndores Pozo Almonte

Collahuasi

M. Blancos

AndesOeste

El Tesoro

Esperanza

Arica Chapiquiña

Diesel Arica Quiani

Sistema de Transmisión

Líneade 220 kV

Líneade 110 kV

Líneade 66 kV

Nueva Quebrada

Blanca

R.Tomic

Spence

A) Resumen d e obras de ex pans ión Reco mend adas IET. Sistem a Tro ncal

Líneaabierta


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De las obras de expansión presentadas en Tabla 1 y Tabla 2 y la Figura 1, se recomienda que la obra deampliación del tramo 220 kV Crucero – Encuentro (DS N°310/2013) se separe en términos de plazo con laampliación de la S/E Encuentro, debido a la necesidad urgente de esta obra de ampliación por loscrecimientos de demanda de corto plazo proyectados en S/E Encuentro (Sierra Gorda, Ministro Hales).

Por otra parte, destacar que con las obras recomendadas para el abastecimiento seguro de ciudades,

específicamente de la zona de Antofagasta, se solucionarían los problemas de suficiencia delAutotransformador de S/E Capricornio, por lo tanto, se recomienda llevar a cabo estas obras a la brevedadposible, de lo contrario se deberá buscar soluciones alternativas para impedir los problemas de suficienciaque se observan en la zona en el corto plazo.

Finalmente, destacar que las obras recomendadas:

S/E Nueva Encuentro (Troncal). Aumento de capacidad Línea 2x220 kV Nueva Encuentro – Encuentro, 1000 MVA (Troncal) Nueva Línea 2x500 energizada en 220 kV Atacama - Nueva Encuentro, c1, 1500 MVA (Troncal) S/E Nueva Atacama (Adicional)

Fueron dimensionadas considerando la posibilidad de que se lleve a cabo la Interconexión SING-SIC, ya sea

considerando una llegada en el centro (S/E Nueva Encuentro) o con una llegada en la costa (S/E NuevaAtacama). Dichas subestaciones nuevas consideran espacios disponibles para la posibilidad de ampliarlascon un patio de 500 kV.

En el caso de la nueva línea 500 kV Atacama o Nueva Atacama – Nueva Encuentro energizada inicialmenteen 220 kV, dicho diseño fue desarrollado considerando la posibilidad de interconectar dichos puntos desistema en 500 kV con el fin de permitir el transporte de grandes bloques de energía entre un punto y otro sse ejecutan las Interconexiones en la zona Centro y Costa.

Por último, la ampliación del tramo 220 kV Nueva Encuentro – Encuentro en 1000 MVA, es considerando quelas SS/EE Encuentro y Crucero representan el punto de mayor demanda del SING y la S/E Nueva Encuentrosería el punto de llegada de la Interconexión Centro.


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3. BASES GENERALES DE LA MODELACIÓN

El análisis de la expansión del sistema de transmisión del SING, cuyo desarrollo y resultados se entregan enel presente informe, considera alternativamente la modelación y simulación de la operación conjunta de los

dos principales Sistemas Interconectados del país, el Sistema Interconectado Central (SIC) y el SistemaInterconectado del Norte Grande (SING).

Dado que el foco de análisis se encuentra en el SING, la modelación del SIC es la indicada en la versióndefinitiva del Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril de 2013, actualizando los supuestos de precios ydisponibilidad de combustibles, fechas de entrada en operación de líneas de transmisión, unidadesgeneradoras y demanda. En esta ocasión, no se efectúan modificaciones ni análisis de sensibilidad sobre lossupuestos y bases del SIC.

Para la simulación de la operación se considera un horizonte de planificación de 15 años a partir del año2014 (periodo de análisis 2014 – 2028).

La demanda considerada para el SING tiene como base lo informado por los Coordinados Clientes, en

respuesta a la carta CDEC-SING N°620/2013.El plan de obras de generación del SING está preparado a partir de información de proyectos convencionalesde base y no convencionales que cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) Aprobada. Lafecha de entrada de los proyectos convencionales de base se determina en base a supuestos relativos a loscontratos de suministro de energía (PPA por sus siglas en inglés), es decir, para cada proyecto o grupo deproyectos de consumo se supone un contrato de suministro con una empresa generadora que cuente conproyectos de base con RCA Aprobada, salvo indicación explícita de los promotores de proyectos degeneración que hayan informado fechas de puesta en servicio en respuesta a la carta CDEC-SINGN°622/2013. Los diferentes escenarios o análisis de sensibilidad planteados buscan someter a diferentesniveles de uso al sistema de transmisión, de manera de abarcar los escenarios operacionales másrepresentativos de la operación real del SING.

El sistema de transmisión base corresponde al indicado en la versión definitiva del Informe Técnico de Preciode Nudo de Abril 2013, en adelante ITD, considerando aquellas obras troncales en proceso de construccióno licitación, además de aquellas instalaciones que no siendo troncales influyen en el desempeño de éstas.

Para efectos del presente ejercicio de expansión se consideran dos posibles puntos de interconexión. Eprimero corresponde al indicado en el ITD, es decir, una línea de dos circuitos en 500 kV entre las SS/EECardones en el SIC y Seccionadora Nueva Encuentro en el SING, con entrada en operación consideradapara enero de 2020. El segundo corresponde a una nueva subestación en la zona de Mejillones, denominadaSeccionadora Nueva Atacama que se propone como la mejor solución técnico/económica de largo plazopara el desarrollo del sistema eléctrico en la zona de Mejillones.

Como herramienta para el análisis de la operación económica de largo plazo del SING, se utiliza el software

Plexos, programa actualmente utilizado por la DP para efectuar los cálculos de peajes del sistema Troncal ypor la Dirección de Operación, en adelante DO, para llevar a cabo la programación y análisis de la operacióneconómica del sistema en el corto plazo.

Como herramienta para el análisis de cumplimiento de Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicioen adelante NTSyCS o NT, se utiliza el software Power Factory, programa actualmente utilizado por la DP enel proceso de determinación de los pagos por Potencia Firme, y por la DO en los Estudios indicados en laNT.


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3.1 SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE

3.1.1 Demanda del SING

La demanda de energía proyectada para el SING considera como base lo informado por los CoordinadosClientes en respuesta a la carta CDEC-SING N°620/2013, la modelación de la curva de duración de lademanda considera dos alternativas: cinco bloques mensuales, para los escenarios con Interconexión SINGSIC; y siete bloques semanales, para los escenarios sin Interconexión SING-SIC2

Como base para la modelación de la curva de duración de la demanda se utiliza la información actualizadade retiros horarios y sus características observadas durante los últimos cuatro años, es decir, se buscarepresentar de la mejor manera posible el comportamiento de los consumos. De esta forma, se determina dela manera más precisa posible los requerimientos sobre las instalaciones del sistema de transmisión deSING, bajo condiciones de potencia más exigentes sobre la instalación o zona analizada.

.

A partir de la información histórica de retiros del SING se determina el perfil de consumos mensuales porbarra, dado por la energía mensual de la barra como porcentaje de la energía anual de la misma. Luego,como segunda etapa de la modelación de la demanda, se determina el perfil horario de la barra, calculado

como la razón entre la potencia horaria de la barra y la potencia media del día, para cada mes, en dichabarra.

Según lo anterior, la demanda de energía y potencia del SING se proyecta como sigue:

Energía Potencia Máxima

Gráfico 1: Proyección de Demanda del SING.

El detalle de los proyectos informados por los Coordinados Clientes se presenta en Sección 7.3.

Por su parte, la distribución geográfica de la demanda proyectada muestra una clara tendencia aconcentrarse en las zonas centro y cordillera, donde se ubican los consumos de Minera Escondida,CODELCO Chile y Minera Esperanza, entre otros, que presentan un aumento importante de consumo en ehorizonte analizado.

2 En ambos casos se cuida de mantener la correlación horaria con el SIC (coincidencia de la demanda en horas de punta).

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Energía [TWh] 17 19 21 24 27 29 32 36 38 40 42 44 46 48 49

Crecimiento [%] 1 2.7 9. 4 1 5. 6 10. 3 9 .3 8. 9 1 1.9 5. 6 4. 8 4. 8 5. 5 4 .1 4.8 2.9

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

20.0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

C r e c i m i e n t o [ % ]

E n e r g í a [ T W h ]

2 01 4 2 01 5 2 01 6 2 01 7 2 01 8 2 01 9 2 02 0 2 02 1 2 02 2 2 02 3 2 02 4 2 02 5 2 02 6 2 02 7 2 02 8

Potencia Máxima [MW] 2,135 2,411 2,638 3,036 3,346 3,666 3,993 4,450 4,701 4,928 5,168 5,460 5,685 5,963 6,136

Crecimiento [%] 12.9 9.4 15.1 1 0.2 9.6 8.9 11.4 5.6 4.8 4.9 5.6 4.1 4.9 2.9

0.0

1.5

3.0

4.5

6.0

7.5

9.0

10.5

12.0

13.5

15.0

16.5

18.0

19.5

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

P o t e n c i a [ M W ]


15/199




Energía Potencia Máxima

Gráfico 2: Proyecc ión de Demanda del SING por Zona Geográfica.

Para lograr una mejor representación de la demanda y de las exigencias que esta impone al sistema detransmisión, se determinaron perfiles horarios por cliente en base a información estadística de retiroshorarios reales. Como resultado de esto se obtiene una curva horaria de la demanda por barra. A modo deejemplo se presenta el perfil horario del SING (conjunto de todos los consumos) para algunos meses del año

Gráfico 3: Perfil Horario de la Demanda del SING.

Cabe señalar, que el perfil horario de la demanda corresponde a un factor adimensional que representa la

relación entre la potencia horaria y la potencia media del mes.Por último, y como información adicional respecto a la demanda del SING, se presenta a continuación ladistribución promedio de la demanda de energía del SING dentro de un año calendario. Se observa que lamáxima demanda de energía se concentra en el último trimestre del año, mientras que la mínima se presentaen los meses de febrero y julio.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2 0 1 4

2 0 1 5

2 0 1 6

2 0 1 7

2 0 1 8

2 0 1 9

2 0 2 0

2 0 2 1

2 0 2 2

2 0 2 3

2 0 2 4

2 0 2 5

2 0 2 6

2 0 2 7

2 0 2 8

Demanda de Energía(% por Zona)

Centro Cordillera Norte Sur

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2 0 1 4

2 0 1 5

2 0 1 6

2 0 1 7

2 0 1 8

2 0 1 9

2 0 2 0

2 0 2 1

2 0 2 2

2 0 2 3

2 0 2 4

2 0 2 5

2 0 2 6

2 0 2 7

2 0 2 8

Demanda Máxima de Potencia(% por Zona)

Centro Cordillera Norte Sur

0.92

0.94

0.96

0.98

1.00

1.02

1.04

1.06

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Perfil Horario de la Demanda del SING(factor adimensional respecto a potencia media)

Febrero Junio Octubre Referecia Enero

Marzo Abril Mayo Julio Agosto

Septiembre Noviembre Diciembre


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Gráfico 4: Dis tribución Mensual de la Demanda de Energía del SING.

La distribución mensual de demanda corresponde a la relación entre la energía del mes, respecto a laenergía total anual.

3.1.2 Oferta del SING y Escenarios Considerados

La oferta de generación considerada para efectos de la simulación de la operación del sistema, consiste enaquella necesaria para alcanzar el costo marginal de largo plazo que permite el autofinanciamiento de launidad genérica de desarrollo del sistema, que para efectos de este ejercicio de planificación consiste en unaunidad vapor-carbón cuyas características generales se presentan en la Sección 7.2.

Tanto centrales generadoras convencionales como iniciativas en el ámbito de las Energías Renovables NoConvencionales, en adelante ERNC, dan forma a la oferta de generación del SING necesaria para abastecer

los requerimientos de energía y potencia de los principales consumos. Siguiendo esta definición general, seplantean dos escenarios particulares de oferta, un escenario considera tanto proyectos termoeléctricosconvencionales, como proyectos ERNC que cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA)aprobada, denominado Caso Base; y un segundo escenario que corresponde a un análisis de sensibilidaddel primero, considera adelantar los proyectos de generación de la zona de Tarapacá, en desmedro deproyectos vapor-carbón de la zona de Mejillones, denominado Caso Tarapacá.

Para determinar distintas condiciones de operación del SING, que a su vez permiten analizar diferentesescenarios de exigencia al sistema de transmisión, se plantean escenarios de sensibilidad tanto a laubicación como a la fecha de ciertos proyectos de generación o consumo, es así como se definen lossiguientes escenarios, cuyo detalle y explicación están contenidos en la presente sección:

Escenario Base.

Escenario Tarapacá. Escenario de Interconexión SING-SIC-Centro.

Escenario de Interconexión SING-SIC-Costa.

A partir de la interconexión con el SIC, que para efectos de este ejercicio se considera entrando en operaciónel año 2020, la oferta de generación del SING tendrá una componente aleatoria dependiente del escenariohidrológico que se presente en el SIC, escenario hidrológico del cual además depende el aportehidroeléctrico del SIC y que impone distintos escenarios de intercambio entre los Sistemas Eléctricos

0.065

0.070

0.075

0.080

0.085

0.090

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Distribución Anual Promedio de la Demanda del SING

Peso Mensual Promedio


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Interconectados, afectando el despacho de la matriz de generación del SING. Por esta razón, la ofertadisponible para el Escenario de Interconexión SING-SIC se presenta como el promedio de la generaciónpara todos los escenarios hidrológicos.

Tanto parques eólicos como centrales solares fotovoltaicas, han sido modeladas mediante un perfil horariode generación según época del año, considerando dos ubicaciones posibles. En el caso de los parques

eólicos, se consideran dos perfiles representativos, uno de la localidad de Calama, que para efectos de esteanálisis de planificación de largo plazo se utiliza en todos los parques eólicos ubicados en sectorescordilleranos; y otro característico de la localidad de Sierra Gorda, que se utiliza en aquellos proyectosubicados en sectores de altitud intermedia (no cordilleranos ni costeros).

En el caso de las plantas solares fotovoltaicas, se cuenta con tres perfiles representativos: Calama, SanPedro de Atacama y Pozo Almonte. Debido a la similitud en el comportamiento de los tres perfiles y paraefectos de simplicidad en el análisis, se considera únicamente el perfil de la localidad de Pozo Almonte.

Para el caso de los perfiles de generación eólica, se cuenta con información de dos Cluster o perfilesrepresentativos para cada una de las zonas geográficas. Para efectos de este análisis de planificación delargo plazo, se considera aquel Cluster que se repite mayor número de ocasiones. Una vez determinado elCluster se procede a “reordenar” el perfil de generación de tal manera que la generación del parque eólico

tenga correlación temporal con la demanda de energía y potencia, es decir, que la generación del parqueeólico sea coincidente horariamente con la demanda del sistema.

De esta forma, para cada mes y para una de las ubicaciones geográficas disponibles, se obtiene un perfil degeneración como el siguiente:

Figura 2: Ejemplo de Tratamiento de Perfiles de Generación Eólica.

En el caso de la generación de los parques solares fotovoltaicos, se procede de manera análoga.

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Perfil Mensual Típico - Cronológico(valores en [pu])Cluster 1 Cluster 2

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

5 1 2 3 4 6 7 8 9 10 1 1 1 8 2 4 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 19 2 3 2 0 2 1 2 2

Perfil Mensual Típico - Coincidente con Demanda(valores en [pu])

Cluster Elegido


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3.1.2.1 Escenario Base

El Escenario Base busca representar, por una parte, las expectativas de crecimiento de los grandesconsumidores de energía del SING, y por otra, la forma en que este suministro debe ser abastecidomediante contratos de venta de energía con centrales convencionales y no convencionales. Para efectos dela modelación, las primeras fueron denominadas genéricamente por el nombre de la zona en la cual se

ubican. En el caso de las centrales no convencionales, cabe señalar que se ha considerado la incorporaciónde poco más de 1800 MW, principalmente centrales solares fotovoltaicas con cerca de un 80% de lacapacidad instalada en energías renovables.

El Escenario Base considera la demanda del SING tal como se plantea en la Sección 3.1.1, tanto en montocomo en lugar físico de retiro.

La oferta de generación por tipo de combustible corresponde a la siguiente:

Gráfico 5: Oferta de Generación SING – Escenario Base.

La fecha de entrada en servicio de las distintas unidades convencionales corresponde a la indicada en el

siguiente cuadro:

Tabla 3: Plan de Obras de Generación Convencional – Escenario Base.

Proyecto Mes-Año Barra de Conexión Potencia [MW] Tecnología

Cochrane 1 may-16 Cochrane 220 280 Carbón

Cochrane 2 oct-16 Cochrane 220 280 Carbón

Diesel Mejillones 1 ene-17 Nueva Atacama 220 130 Diesel

Mejillones GNL 1 oct-17 Nueva Atacama 220 250 GNL




Carbón Mejillones 1 jun-19 Chacaya 220 375 Carbón

Carbón Mejillones 2 may-20 Chacaya 220 375 Carbón

Carbón Tarapacá 1 ene-21 Tarapacá 220 175 Carbón

Carbón Tarapacá 2 ene-21 Tarapacá 220 175 Carbón

Carbón Tarapacá 3 may-21 Tarapacá 220 110 Carbón

Atacama GNL 1 ene-22 Nueva Atacama 220 250 GNL

Carbón Angamos 1 ene-23 Cochrane 220 280 Carbón

Atacama GNL 2 mar-24 Nueva Atacama 220 250 GNL


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Potencia Instalada SING(MW por tipo)

Carbón Geotermia GNL Solar Eólica Hidro + Otros Diesel

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 202

Potencia Instalada SING(% por tipo)



19/199






Carbón Angamos 3 oct-26 Cochrane 220 280 Carbón

Atacama GNL 4 jul-27 Nueva Atacama 220 250 GNL


La oferta de Energía Renovable No convencional corresponde en detalle a la siguiente:

Tabla 4: Plan de Obras de Generación No Convencional – Escenario Base.Proyecto Mes-Año Barra de Conexión Potencia [MW] Tecnología

CSP_Encuentro ene-19 Nueva Encuentro 220 180 Solar

Eolico_Calama ene-22 Calama 110 70 Eólica

Eolico_Lagunas ene-24 Lagunas 220 170 Eólica

Geotermica_Gaby oct-22 Gaby 220 50 Geotermia

PV_Andes-Módulo 1 ene-24 Andes 220 60 Solar

PV_Andes-Módulo 2 ene-25 Andes 220 60 Solar

PV_Arica-Módulo 1 ene-18 Arica 110 30 Solar



PV_Calama-Módulo 1 ene-16 Calama 110 30 Solar

PV_Calama-Módulo 2 ene-17 Calama 110 30 Solar

PV_Domeyko-Módulo 1 ene-21 Domeyko 220 55 Solar

PV_Domeyko-Módulo 2 ene-22 Domeyko 220 55 Solar

PV_Encuentro-Módulo 1 ene-16 Encuentro 220 60 Solar



PV_Laberinto-Módulo 1 ene-21 Laberinto 220 35 Solar

PV_Laberinto-Módulo 2 ene-23 Laberinto 220 35 Solar

PV_Lagunas-Módulo 1 ene-20 Lagunas 220 50 Solar

PV_Lagunas-Módulo 2 ene-21 Lagunas 220 50 Solar

PV_Pozo-Módulo 1 ene-17 Pozo Almonte 220 40 Solar

PV_Pozo-Módulo 2 ene-18 Pozo Almonte 220 40 Solar

PV_Nueva_Encuentro-Módulo 1 ene-20 Nueva Encuentro 220 60 Solar







20/199




Gráficamente, el plan de obras de generación corresponde al siguiente:

Convencional No Convencional

Gráfico 6: Plan de Obras de Generación SING – Escenario Base.

La disponibilidad y precio de los combustibles es la indicada en la Sección 3.1.4.

El costo marginal de largo plazo corresponde a un valor del orden los 80 USD/MWh (ver Sección 7.2), suevolución anual se presenta en el siguiente gráfico:

Gráfico 7: Costos Marginales Esperados – Escenario Base.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

M W p

o r a ñ o

Plan de Obras Convencional(Escenario Base)

Carbón Diesel GNL

0

50

100

150

200

250

300

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

M W p

o r a ñ o

Plan de Obras No Convencional(Escenario Base)

Eólica Geotermia Solar

0

20

40

6080

100

120

140

160

180

200

220

2 0 1 4

2 0 1 5

2 0 1 6

2 0 1 7

2 0 1 8

2 0 1 9

2 0 2 0

2 0 2 1

2 0 2 2

2 0 2 3

2 0 2 4

2 0 2 5

2 0 2 6

2 0 2 7

2 0 2 8

Costos Marginales del SING(en USD/MWh)

Tarapaca 220 Lagunas 220 Crucero 220 Encuentro 220 Atacama 220


21/199




3.1.2.2 Escenario Tarapacá

El Escenario Tarapacá consiste en una variante del Escenario Base en relación a la fecha de entrada enservicio de ciertas unidades de generación.

La modificación consiste en retrasar la fecha de entrada de la central Carbón Mejillones 1, de 350 MVA, de2019 a 2021, adelantando a 2019 las centrales Tarapacá 1, 2 y 3, de 175, 175 y 110 MW cada una,respectivamente. Es decir, el Escenario Tarapacá es menos exigente para el corredor Zona Norte 3

La componente ERNC del plan de obras de generación se mantiene inalterada respecto al Escenario Base.

que eEscenario Base, pero más exigente para los tramos Tarapacá-Lagunas y Lagunas-Collahuasi.

El Escenario Tarapacá considera la demanda del SING tal como se platea en la Sección 3.1.1, tanto enmonto como en lugar físico de retiro.

La oferta de generación por tipo de combustible corresponde a la siguiente:

Gráfico 8: Oferta de Generación SING – Escenario Tarapacá.

La fecha de entrada en servicio de las distintas unidades convencionales corresponde a la indicada en elsiguiente cuadro:

Tabla 5: Plan de Obras de Generación Convencional – Escenario Tarapacá.


Cochrane 1 may-16 Cochrane 220 280 Carbón

Cochrane 2 oct-16 Cochrane 220 280 Carbón






Carbón Tarapacá 1 jun-19 Tarapacá 220 175 Carbón

Carbón Tarapacá 2 ago-19 Tarapacá 220 175 Carbón

Carbón Tarapacá 3 mar-20 Tarapacá 220 110 Carbón

Carbón Mejillones 1 sep-20 Chacaya 220 375 Carbón

Carbón Mejillones 2 feb-21 Chacaya 220 375 Carbón



3 Este corredor corresponde al que forman las líneas Crucero-Lagunas 1 y 2, Encuentro-Collahuasi 1 y 2 y Encuentro-Lagunas 1 y 2.

0

2,000

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6,000

8,000

10,000

12,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Potencia Instalada SING(MW por tipo)


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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Potencia Instalada SING(% por tipo)



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Atacama GNL 2 mar-24 Nueva Atacama 220 250 GNL



Carbón Angamos 3 oct-26 Cochrane 220 280 Carbón

Atacama GNL 4 jul-27 Nueva Atacama 220 250 GNL


La oferta de Energía Renovable No Convencional corresponde a la misma indicada para el Escenario Base.

Gráficamente, el plan de obras de generación corresponde al siguiente:

Convencional No Convencional

Gráfico 9: Plan de Obras de Generación SING – Escenario Tarapacá.

La disponibilidad y precio de los combustibles es la indicada en la Sección 3.1.4.

El costo marginal de largo plazo corresponde a un valor del orden los 80 USD/MWh (ver Sección 7.2), suevolución anual se presenta en el siguiente gráfico:

Gráfico 10: Costos Marginales Esperados – Escenario Tarapacá.

3.1.2.3 Escenarios de Interconexión SING - SIC

Como su nombre lo indica, este Escenario considera que a partir del mes de enero del año 2020 sematerializa el proyecto de Interconexión SING-SIC, considerando para ello una línea de transmisión de2x500 kV de 1500 MVA por circuito, conectada en un caso en la subestación Seccionadora NuevaEncuentro, y en el otro caso en una nueva subestación denominada Seccionadora Nueva Atacama.

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2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

M W p

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Plan de Obras Convencional(Escenario Tarapacá)

Carbón Diesel GNL

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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

M W p

o r a ñ o

Plan de Obras No Convencional(Escenario Tarapacá)

Eólica Geotermia Solar

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Costos Marginales del SING(en USD/MWh)

Tarapaca 220 Lagunas 220 Crucero 220 Encuentro 220 Atacama 220


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Como primera medida para evaluar el efecto de la interconexión sobre el sistema de transmisión del SING,se modelan ambos sistemas eléctricos conectados por una línea de transmisión, de manera que el softwarede optimización de la operación resuelva el problema matemático con ambos sistemas acoplados, es deciroptimiza el uso del agua de los embalses del SIC, considerando todo el parque generador del SINGdisponible para su uso eficiente.

Para la modelación del SING, se considera el Escenario Base, mientras que para modelación del SIC seconsidera lo señalado en la Sección 7.5.

Los costos marginales del SING presentan una reducción promedio del orden de 9 USD/MWh con respectoal caso base, lo cual se presenta en los siguientes gráficos:

Gráfico 11: Costos Marginales Esperados – Escenario de Interconexión.

3.1.3 Topología Base y Sistema de Transmisión del SINGEl sistema de transmisión del SING modelado para este ejercicio de planificación, comprende todas lasinstalaciones en tensiones mayores que 66 kV, salvo excepciones donde se recurrió a simplificaciones queno afectan la operación económica del sistema. En cuanto a la topología base del SING, se considera lacondición de operación normal a julio de 2013, en relación a las líneas de transmisión que operannormalmente abiertas, en particular, se considera la línea 1x110 kV Mejillones - Antofagasta abierta en elextremo de S/E Antofagasta y la línea 220 kV El Tesoro – Esperanza, normalmente fuera de servicio (abiertaen sus dos extremos) hasta diciembre de 2013, para luego operar normalmente cerrada a partir de enero de2014.

La capacidad de las líneas de transmisión corresponde a la vigente a la fecha de preparación del presenteInforme, y equivale al menor valor entre la capacidad térmica de los conductores y la capacidad de los

equipos en conexión serie (trampas de onda, transformadores de corriente) y otras limitaciones derivadas deajustes en los sistemas de protecciones, información que se encuentra disponible en el sitio Web del CDEC-SING. Asimismo, para todas las líneas de transmisión del SING con tensiones iguales o mayores que 220kV, se considera que su capacidad de transmisión corresponde al menor valor entre el indicado en el párrafoanterior y aquel que resulte de la aplicación del criterio de seguridad N-1, el cual se ha calculado tanto paralíneas radiales con más de 1 circuito, como para líneas que operan enmalladas o en paralelo.

Adicionalmente, en algunas zonas específicas del SING, como la zona Tocopilla - Crucero y la zonacompuesta por los corredores Encuentro - Collahuasi y Crucero - Lagunas, se consideran capacidades de

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Costos Marginales S/E Encuentro(en USD/MWh)

CON Interconexión SIN Interconexión


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transmisión de acuerdo a políticas de Operación emitidas por la DO, a fin de mantener los estándares deseguridad y calidad de servicio.

Además de las instalaciones existentes, el Sistema de Transmisión Base considera todas aquellas nuevasobras y refuerzos en instalaciones existentes que se encuentran incluidas en algún Decreto de Expansión.

Las obras nuevas y refuerzos de instalaciones existentes consideradas en el plan de obras de transmisiónson las siguientes:

Tabla 6: Plan de Obras de Transmisión Base.Instalación del Sistema de Transmisión Fecha de Entrada en Servicio

Aumento Capacidad Líneas Crucero-Lagunas 1 y 2 a 183 MVA En servicio

Instalación de Banco de Condensadores Estáticos en S/E Lagunas 60 MVAr jul-15

Aumento Capacidad Línea Crucero - Encuentro a 1000 MVA por circuito abr-16

Subestación Seccionadora Nueva Encuentro ene-16

Nueva Línea Encuentro - Lagunas 2x220 kV, primer circuito de 290 MVA feb-17

Lo anterior se representa gráficamente como sigue:

Figura 3: Mapa del SING y Plan de Obras de Transmisión Troncal Base.

3.1.4 Disponibi lidad y Precio de Combustibles

La disponibilidad de los combustibles del SING utilizados para la simulación de la operación corresponde,para los años 2014 y 2015, a los informados por las empresas a la DO con motivo de la programación de laoperación de corto plazo, para el periodo 2017 a 2028 lo informado por la Comisión en su Informe TécnicoDefinitivo de Precio de Nudo de abril 2013, mientras que el año 2016 corresponde a un año de transiciónentre ambas condiciones de precio y disponibilidad.

Pozo Almonte

Cóndores

Parinacota

Cerro Colorado

Chapiquiña

ÁguilaArica

Lagunas

Tarapacá

Collahuasi

QuebradaB lanca

Norgener

Tocopilla

Calama

Angamos

Mejillones

Atacama

El Abra

AntofagastaEsmeralda

O´Higgins

Chuquicamata

Chacaya

Mantos Blancos Laberinto

ElCobre

Andes

Salta

NvaZaldívar

EscondidaDomeyko

Encuentro

Iquique

SeccNva Encuentro

Crucero


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Los precios de los combustibles corresponden a lo informado por la Comisión en su Informe TécnicoDefinitivo de Precio de Nudo de abril 2013.

En el siguiente gráfico se presenta la evolución de las bandas de precio de los principales combustibles deSING para el periodo 2014 - 20284

.

Gráfico 12: Evolución de banda de precios de combustibles en el SING.

En relación a la disponibilidad de combustibles, el único que presenta algún tipo de restricción en esuministro es el Gas Natural. En cuanto a la disponibilidad de gas natural de origen regional (gas desdeArgentina u otros países) se supone nula en todo el periodo.

Centrales Termoeléctricas Tocop illa y Mejillones

Años 2014 y 2015: 345 millones de m3 anuales, equivalentes a 220 MW de potencia constante. Si seconsidera que las centrales que utilizan GNL son U-16, CTM3 y TG3, el volumen de GNL equivale a 34% de

la capacidad disponible de generación.Año 2016: 550 millones de m3 anuales, equivalente a 365 MW de potencia constante. Si se considera quelas centrales que utilizan GNL son U-16, CTM3 y TG3, el volumen de GNL equivale a 54% de la capacidaddisponible de generación.

100% disponibilidad de GNL a partir de enero de 2017.

4 Para el Caso del GNL, la Comisión Nacional de energía considera en su Informe Técnico un único valor para este combustible.

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Banda de Precio del Carbón(USD/Ton)

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Precio del GNL(USD/MMBTU)

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Banda de Precio del Diese l(USD/Ton)

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Banda de Precio del Fuel Oil(USD/Ton)


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Central Gas Atacama

Años 2014 y 2015: sin disponibilidad de GNL.

Año 2016: 500 millones de m3 anuales, equivalente a 296 MW de potencia constante. Si se considera quelas centrales que utilizan GNL son los Ciclos Combinados 1 y 2, el volumen de GNL equivale a 39% de lacapacidad disponible de generación.

100% disponibilidad de GNL a partir de enero de 2017.

3.2 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL

La modelación del SIC utiliza como base la información contenida en la versión definitiva del Informe Técnicode Precio de Nudo de abril 2013, emitido por la Comisión, considerando proyecciones de demanda, sistemade transmisión evaluado, oferta de generación, estadística hidrológica y disponibilidad y precios decombustibles.

Mayores detalles e información se encuentran en la Sección 7.5


27/199




4. ANÁLISIS DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO DEL SING - DIAGNÓSTICO

4.1 ASPECTOS GENERALES

A partir de las bases señaladas en el Capítulo 0, se modela y se lleva a cabo la simulación de la operacióneconómica esperada del SING para el periodo 2014 – 2028. Para efectos de identificar aquellas instalacionesdel sistema de transmisión que presentan limitaciones o congestiones, o bien para determinar los flujosesperados máximos por las instalaciones del sistema de transmisión, se utiliza una metodología dediagnóstico que consiste, en primer lugar, en la definición de escenarios de oferta y demanda que permitanrepresentar adecuadamente el desarrollo del SING en un horizonte de 15 años.

Como segundo paso, se obtienen curvas de duración de los flujos de potencia por las líneas a partir de losresultados de las simulaciones de la operación realizadas en el software Plexos. Si bien, para efectos deanálisis se realizan curvas de duración para cada línea de transmisión y para cada uno de los escenariospresentados en la Sección 3.1.2, inicialmente sólo se presentan en este informe los gráficoscorrespondientes a la simulación del Escenario Base. Sólo en aquellos casos en los cuales la magnitud delos flujos por una línea de transmisión varíe significativamente de un escenario a otro, se presentan gráficoscorrespondientes a dicho Escenario.

Tercero, y con el fin de complementar el diagnóstico, se realizan estudios eléctricos de flujos de potencia enel software Power Factory, de tal manera de identificar aquellos tramos del sistema en los cuales unacontingencia simple en una línea de transmisión podría desencadenar la sobrecarga de otros tramos en lared para algunos escenarios específicos de operación, es decir, se verifica el comportamiento del sistemabajo criterio de seguridad N-1. Por otra parte, a partir de estos estudios se identifican los requerimientos depotencia reactiva en el sistema eléctrico, necesarios para mantener los niveles de tensión del sistemacumpliendo los estándares de calidad de servicio de la NTSyCS en estado normal de operación, y en estadode alerta en caso de alguna contingencia en una línea de transmisión. Cabe destacar que el alcance de losestudios eléctricos es sólo identificar problemas que se presentarían en la operación del sistema, y norealizar una evaluación económica de un proyecto de transmisión, por lo que el horizonte de análisis abarcólos años 2015 a 2020.

Como paso siguiente, para aquellas instalaciones de transmisión que presentan limitaciones se modelandiversas alternativas de proyectos que permitan dar solución a los problemas detectados, y se determina ebeneficio o ahorro en el costo de inversión, operación y falla para cada una de ellas. Aquella alternativa quepresenta el mayor beneficio es considerada como la alternativa más adecuada para levantar las restriccionesde dicho tramo del sistema de transmisión. Si la alternativa así propuesta como la más adecuada no cumplecon los requisitos de la Norma Técnica, se opta por la alternativa que le sigue en términos de beneficioeconómico. Este proceso iterativo se repite hasta determinar aquella solución que, cumpliendo con losrequisitos de la Norma Técnica, permite el abastecimiento de la demanda a mínimo costo de inversión,operación y falla.

Finalmente, y con el objeto de presentar los análisis y propuestas de manera más clara y ordenada, seestablecen 3 zonas o subsistemas dentro del SING, definidas de acuerdo a la ubicación geográfica de lasinstalaciones y al enmallamiento o enlaces existentes entre ellas. Las zonas definidas para tal efecto son lassiguientes:

Zona Norte. Comprendida por las líneas y subestaciones que se encuentran geográficamenteubicadas hacia el norte de la subestaciones Crucero y Encuentro.


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Zona Centro. Comprendida por las líneas y subestaciones del sector Tocopilla y Chuquicamata, ascomo por aquellas instalaciones que conforman el enlace o anillo a través de las siguientessubestaciones: Crucero, Encuentro, Laberinto, El Tesoro, Esperanza, El Cobre.

Zona Sur-Cordillera. Comprendida por las instalaciones que permiten el abastecimiento de lassubestaciones Zaldívar, Escondida, Domeyko, O’Higgins y Mejillones, así como de la ciudad deAntofagasta.

Cabe destacar que las zonas Centro y Sur-Cordillera se encuentran conectadas entre sí en diversos puntosdel Sistema, entre ellos, las subestaciones Atacama y Chacaya, las cuales a su vez representan dos de losprincipales centros de generación del SING, razón por la cual estas dos zonas deben contar con ciertosanálisis y diagnósticos compartidos.

Según se presenta en el Gráfico 1, la demanda actual del SING se encuentra repartida de la siguiente formaentre las zonas geográficas descritas anteriormente:

25% en la Zona Centro.

55% en la Zona Sur-Cordillera.

20% en la Zona Norte.

Por su parte, la generación se encuentra concentrada, principalmente en barras y subestaciones de ZonaCentro (Tocopilla, Norgener) y Zona Sur-Cordillera (Angamos, Atacama, Chacaya, y Cochrane a partir deaño 2016).

Figura 4: Identificación de zonas del SING cons iderando instalaciones de 220 kV

Crucero

Encuentro

Atacama

Domeyko

Nueva Zaldívar

Escondida

Chacaya

Tocopilla

Norgener

El Cobre

LaberintoAngamos

Chuquicamata

Salar

Mejillones GNL 1 y 2B

Cochrane 1 y 2A

B

C Carbón Mejill ones 1 y 2

AC

O’Higgins

Mejillones

N. Encuentro

Coloso

Proyecto de generación

En construcción – N. Proyecto

Lagunas

Sistema Troncal Actual

Tarapacá


D

Proyecto de Transmisión

Capricornio

EsmeraldaSulfuros

Esperanza

El Tesoro

Collahuasi

Parinacota

Pozo Almonte

Cóndores

En construcción - Ampliación

Zona Norte

Zona Centro

Zona Sur-

Cordillera


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4.1.1 Comportamiento General de Flujos de Potencia

A partir de la observación y análisis de los flujos de potencia, se concluye que la disposición geográfica de laoferta y la demanda impone o establece el patrón general de comportamiento de los flujos de potencia porZona.

Zonas Centro y Sur-Cordillera

Se aprecia, por ejemplo, que la Zona Centro y la Zona Sur-Cordillera, que se encuentran físicamenteconectadas entre sí, intercambian excedentes constantemente debido al despacho económico de lasunidades generadoras conectadas en sus subestaciones. Asimismo, se observa que las Zonas Centro y Sur-Cordillera presentan una estructura topológica similar, desde el punto de vista de la ubicación de susinyecciones y retiros físicos de energía y potencia.

En efecto, en ambas zonas se aprecia que las unidades de generación se encuentran concentradas enpuntos claramente definidos y que los consumos, por su parte, se encuentran distribuidos a los largo delsistema de transmisión, concentrándose fuertemente en los sectores cordilleranos (Chuquicamata, El AbraRadomiro Tomic, Ministro Hales, Minera Escondida, Minera Zaldívar). La Zona Centro cuenta además con unfuerte crecimiento esperado en el sector de Sierra Gorda, debido principalmente a los consumos informados

por Minera Spence, Sierra Gorda y Minera Esperanza, sumando en total una potencia instalada superior alos 700 MW.

Debido a la configuración topológica de las zonas Centro y Sur-Cordillera, es esperable que los flujos depotencia por las líneas del sistema de transmisión sean principalmente unidireccionales, dirigiéndose desdelos sectores costeros, donde se ubica la generación, hacia los sectores cordilleranos, donde se ubica lademanda. No obstante lo anterior, se observa que existen tramos del sistema de transmisión de las zonasCentro y Sur-Cordillera que presentan flujos bidireccionales y con variabilidad relevante entre sus valoresmáximos y mínimos, debido a los intercambios propios que se observan entre las zonas Centro y Sur-Cordillera. De hecho, son los flujos de potencia por las líneas de transmisión que conectan a estas zonas losque se presentan de manera bidireccional. Tal es el caso de las líneas 2x220 kV Crucero – Laberinto, 1x220kV Laberinto – El Cobre y las líneas Encuentro – El Tesoro 1x220 kV, El Tesoro – Esperanza 1x220 kV y en

menor medida, 2x220 kV Esperanza – El Cobre, según se aprecia en los siguientes gráficos.

Gráfico 13: Comportamiento Flujos de Potencia líneas Crucero - Laberinto.

2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028-300

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150

t[años]

F l u j o ( M W )

Crucero 220->Laberinto 220 I

sample1

sample2sample3

Límite N-1

2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028-400

-300

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-100

0

100

200

t[años]

F l u j o ( M W )

Crucero 220->Laberinto 220 II

sample1

sample2sample3

Límite N-1

8/19/2019 Expansion_Sistema_Tr

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