Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico Lalackama y Proyecto Eólico Taltal

Transcripción

1 Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico Lalackama y Proyecto Eólico Taltal Impacto Sistémico Estático 28 de Agosto de 2014 Preparado para: Enel Green Power

2 VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A. Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios Eric Sierra J. Pablo Castro N. Pedro Miquel D Eric Sierra J. Pablo Castro N. Pedro Miquel D. Se incorporaron comentarios de EGP Enel Green Power Versión Fecha Revisó Aprobó Comentarios Rolando Castillo Paola Hartung Rolando Castillo Paola Hartung CDEC-Transelec Paola Hartung Se acogen comentarios de ENEL Se acoge la segunda ronda de comentarios de ENEL Se acogen comentarios tanto del CDEC-SIC como de Transelec 1

3 INDICE 1 Introducción Objetivos del estudio 4 2 Antecedentes Descripción del sistema en estudio Parque Eólico Taltal Parque Fotovoltaico Lalackama Parámetros y características de las instalaciones existentes Líneas de transmisión Unidades generadoras Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama Generadores Transformadores Líneas Parámetros y características del Parque Eólico Taltal Generadores Transformadores Líneas Proyectos de generación futuros Requerimientos Normativos Niveles de tensión dentro de banda normativa Suficiencia de capacidad de instalaciones de transmisión Factor de potencia Capacidad de potencia reactiva Parque solar Lalackama Parque Eólico Taltal 21 3 Consideraciones y escenarios de evaluación Escenarios de evaluación Demanda del sistema Generación ERNC coincidente Restricciones de transmisión Despacho de centrales EDAG/ERAG por contingencias específicas Contingencias simuladas Escenario 1A Escenario 1B 29 2

4 3.7.3 Escenario Escenario Resultados del estudio de impacto sistémico Escenario 1a: demanda alta sin centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2, sistema con sus actuales automatismos Líneas de transmisión Tensiones en barras del sistema Transformadores de poder Escenario 1b: demanda alta sin centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2, sistema con ERAG/EDAG implementado en el corredor Pan de Azúcar - Nogales Líneas de transmisión Tensiones en barras del sistema Transformadores de poder Escenario 2: demanda alta, con una unidad de la central Taltal en servicio, sistema con ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar - Nogales Líneas de transmisión Tensiones en barras del sistema Transformadores de poder Escenario 3: demanda alta con las dos unidades de la Central Taltal en servicio, sistema con ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar - Nogales Líneas de transmisión Tensiones en barras del sistema Transformadores de poder 49 5 Análisis de ERAG en PE Taltal y PFV Lalackama Escenarios de pre-contingencia a evaluar ERAG en PFV Lalackama ERAG en PE Taltal Contingencias para el Escenario Resultados y análisis en régimen permanente 52 6 Conclusiones 54 ANEXO A : Flujos de potencia escenario 1 pre-contingencia 57 ANEXO B : Flujos de potencia escenario 2 pre-contingencia 62 ANEXO C :Flujos de potencia escenario 3 pre-contingencia 65 ANEXO D : Flujos de potencia ERAG PFV Lalackama y PE Taltal 68 3

5 1 Introducción Enel Green Power, en adelante El Cliente o Enel, se encuentra desarrollando dos proyectos de generación ERNC, denominados Parque Eólico Taltal (PE Taltal) y Parque Fotovoltaico Lalackama (PFV Lalackama), en adelante los proyectos ERNC, ubicados en la comuna de Taltal de la provincia y región de Antofagasta. Cada uno los proyectos ERNC serán conectados al Sistema Interconectado Central (SIC) a través de subestaciones en derivación o Tap-off, sobre un circuito de la línea Paposo Diego de Almagro 2x220 kv de propiedad de Transelec. El PFV Lalackama tendrá una capacidad máxima de 55 MW y se conectará al circuito 1 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv. En tanto que, el PE Eólico Taltal tendrá una capacidad máxima de 99 MW y se conectará en el circuito 2 de la misma línea. Ambos parques se ubicarán aproximadamente a 20 km de la subestación Paposo. En este contexto, El Cliente solicitó a Systep Ingeniería y Diseños S.A., en adelante Systep, el desarrollo de los estudios eléctricos conducentes a la obtener la aprobación de conexión por parte del CDEC-SIC, para los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. El conjunto de estudios requeridos para tal efecto son los siguientes: Cálculo de niveles de cortocircuito y verificación de capacidad de ruptura Estudio de impacto sistémico estático Estudio de impacto sistémico dinámico Estudio de coordinación de protecciones El presente informe corresponde al estudio de impacto sistémico estático, cuyo objetivo principal es determinar el efecto que produce la conexión de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama sobre las redes del SIC en régimen permanente, y verificar el cumplimiento de los estándares y límites operacionales estipulados en la normativa vigente. 1.1 Objetivos del estudio El objetivo principal del estudio sistémico estático es evaluar el impacto en régimen permanente que produce la conexión de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama en las redes del SIC, verificando que el diseño y la futura operación de las centrales cumplan con los requerimientos que exige la norma técnica de seguridad y calidad de servicio (NTSyCS). Los objetivos específicos del estudio son los siguientes: Verificar el cumplimiento de los requerimientos normativos de potencia reactiva que se les exige a los parques solares y eólicos. Evaluar la suficiencia de capacidad de las instalaciones existentes en el norte del SIC para soportar las nuevas condiciones de operación debido a la puesta en servicio de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. Evaluar el impacto sobre las magnitudes de las tensiones en barras en el norte del SIC, debido a la conexión de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. 4

6 2 Antecedentes El presente estudio considera la modelación del sistema eléctrico del SIC representado en la base de datos DigSILENT actualizada al mes de marzo de 2014 por el CDEC-SIC, junto con la actualización de instalaciones de generación. A continuación se señalan cada uno de los antecedentes utilizados en el estudio. 2.1 Descripción del sistema en estudio El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las subestaciones (SS/EE) Paposo 220 kv y Quillota 220 kv, junto con la conexión de los proyectos ERNC Parque Eólico Taltal y Parque Fotovoltaico Lalackama. En la Figura 2-1 se presenta un plano geo referenciado del sistema norte del SIC entre las SS/EE Paposo y Diego de Almagro, junto a los proyectos ERNC. Figura 2-1: Ubicación geográfica de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. En la Figura 2-2 se ilustra las redes y la topología del sistema en estudio, que incluye proyectos de generación futura (destacados en rojo), El PE Taltal y el PFV Lalackama y las unidades generadoras existentes más relevantes para los fines que persigue el presente estudio. 5

7 Central Taltal CC 120 MW c/u SE Paposo 220 kv 220 kv 110 kv <110 kv SVC plus Diego de Almagro 2X50 MVA c/u SVC plus Central Fotovoltaico Lalackama 55 MW Parque Eólico Taltal 99MW SE Emelda 110 kv SE Talta 110 kv Central Fotovoltaica Diego de Almagro 30 MW Circuito #1 Circuito #2 SE Diego de Almagro 110 kv Central Fotovoltaica Javiera 70 MW Central Guacolda ~ 150 MW c/u SE Carrera Pinto 220 kv SE San Andres 220 kv SE Diego de Almagro 220 kv Central Fotovoltaica Inca de Varas I y II 50 MW Central Fotovoltaica San Andres 50 MW Central Fotovoltaica Llano de Llampos 100 MW SE Cerro Negro Norte 220 kv SE Cardones 220 kv SE Guacolda 220 kv L3 L2 L1 Central Fotovoltaica Valleland I y II 67 MW SE Maitencillo 220 kv SE Cardones 110 kv L2 L1 SE Los Loros 110 kv SE Maintencillo 110 kv L2 SE Punta Colorada 220 kv L1 CER Parque Eólico Punta Colorada 20 MW CER Pan de Azúcar 2X40 MVAr c/u L2 L1 SE Pan de Azúcar 220 kv Central Fotovoltaica SolaireDirect 50 MW Central Fotovoltaica Canto del agua, Denersol I y II 58 MW Parque Eólico El Arrayan 115 MW Don Goyo Parque Eólico Pacífico y Cebada 114 MW La Cebada Parque Eólico Talinay 90 MW SE Las Palmas 220 kv Parque Eólico Monte Redondo 48 MW SE Los Vilos 220 kv Parque Eólico Punto Palmeras 45 MW Parque Eólico Canela MW SE Nogales 220 kv SE Quillota 220 kv Parque Eólico Canela MW SIC Sur Figura 2-2: Diagrama unilineal del sistema eléctrico en estudio. 6

8 El sistema en estudio comprende las redes de 220 kv ubicadas entre las subestaciones Paposo y Quillota. El Parque Fotovoltaico Lalackama se conecta con el circuito 1 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv, mientras que el Parque Eólico Taltal se conecta al circuito 2 de la misma línea. Entre las unidades generadoras convencionales existentes en el sistema y relevantes en para el estudio, se encuentran las cuatro unidades termoeléctricas de la Central Guacolda de 150 MW cada una, conectadas a la S/E Guacolda y las dos centrales termoeléctricas de Taltal 120 MW conectadas a la S/E Paposo. Además, se muestran los parques eólicos y solares que actualmente se encuentran en operación en la zona del SIC en estudio. Se destaca además, entrada en servicio del SVC Plus de Diego de Almagro en mayo de Dicho equipo permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o desde el sistema de transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre tensión localmente. El objetivo principal del SVC Plus de Diego de Almagro es permitir la explotación de la línea 220 kv Cardones Maitencillo más cerca de sus límites de capacidad térmica. Sin este equipo, dicha línea debe operar limitada a una capacidad inferior a su capacidad térmica para evitar problemas de tensión en Diego de Almagro frente a contingencias en alguno de los circuitos de la línea Maitencillo Cardones 220 kv Parque Eólico Taltal El Parque Eólico Taltal posee una capacidad instalada de 99 MW distribuida en 33 aerogeneradores idénticos, cada uno conectado a un transformador de 33/0,65 kv y 3,45 MVA. Los aerogeneradores son de marca Vestas modelo V MW, correspondientes a generadores síncronos de imanes permanentes que operan a una frecuencia entre Hz, conectados a la red a través de un conversor de escala completa de 650 V. La subestación elevadora del Parque Eólico se compone de un transformador elevador de 220/33 kv y 110 MVA, que interconecta las barras de 220 kv y 33 kv de la subestación. A partir de la barra de 33 kv derivan 6 alimentadores que agrupan a los aerogeneradores distribuidos como se observa en la Figura 2-3 (4 grupos de 6 aerogeneradores, un grupo de 4 aerogeneradores y otro de 5 aerogeneradores). Desde la barra de 220 kv, sale una línea expresa de 47,1 kilómetros de longitud que conecta el Parque Eólico Taltal con el circuito 2 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv, en una subestación de derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de la subestación Paposo y unos 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro. 7

9 SE Taltal Eólico 220 kv 220 kv 33 kv 0,65 kv SE Taltal Eólico 33 kv Grupo 1 Taltal 33 kv Grupo 2 Taltal 33 kv Grupo 3 Taltal 33 kv Grupo 4 Taltal 33 kv Grupo 5 Taltal 33 kv Grupo 6 Taltal 33 kv 6 x 4 x 6 x 6 x 6 x 5 x G01-G06 Taltal G07-G10 Taltal G11-G16 Taltal G17-G22 Taltal G23-G28 Taltal G29-G33 Taltal Figura 2-3: Diagrama unilineal del Parque Eólico Taltal Parque Fotovoltaico Lalackama El proyecto fotovoltaico Lalackama posee una potencia instalada de 55 MW, distribuida en 74 inversores marca SUNWAY y modelo TG V TE 360 OD. La central Lalackama evacuará su potencia generada a través de un transformador elevador con razón 220/33 kv y una potencia nominal de 63 MVA (ONAF). En el lado de media tensión del trasformador se conecta a una barra colectora junto con otros 4 alimentadores. A cada uno de los alimentadores se conectan grupos de transformadores de doble devanado secundario (2 grupos de 10 transformadores, 1 grupo de 9 transformadores y un grupo de 8 transformadores), de razón 33/0,36/0,36 kv y una potencia de 1,65 MVA. Finalmente en cada devanado de 0,36 kv se conecta un inversor de 0,79 MVA. La representación gráfica del proyecto fotovoltaico Lalackama se muestra en la Figura 2-4. A partir de la barra de 220 kv de la subestación elevadora, nace una línea de 2,0 kilómetros de longitud y conductor AAAC Flint que conecta la planta solar Lalackama con el circuito 1 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv en una subestación de derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de distancia de la subestación Paposo y 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro. 8

10 Nomenclatura 220 kv 33 kv 0,36 kv Tr Ti Punto de conexión al sistema de 220 kv Transformador 63 MVA 220/33 kv YNd11 Transformador 1,6/0,8/0,8 MVA 33/0,36/0,36 kv Dyn11yn11 Línea de transmisión 2,0 km Tr SE Lalackama 220 kv Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Figura 2-4: Diagrama unilineal de Parque Fotovoltaico Lalackama 9

11 2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las subestaciones Paposo y Quillota Líneas de transmisión Las características de las líneas de 220 kv existentes entre la subestación Paposo y Quillota, son obtenidos a partir de la Información Técnica disponibles en el sitio web del CDEC-SIC 1 y de la base de datos del SIC en DigSILENT publicada en marzo de Los parámetros de las líneas son presentados en la Tabla 2-1. Tabla 2-1: Parámetros de las líneas de transmisión troncal entre las subestaciones Paposo y Nogales. Nombre Largo [km] Resistencia (R1) [Ohm/km] Reactacia (X1) [Ohm/km] Susceptancia (B1) [Ohm/km] Capacidad Nominal [A] Paposo - Diego de Almagro 220 kv L1 185,0 0,049 0,400 2, Paposo - Diego de Almagro 220 kv L2 185,0 0,049 0,400 2, Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kv 72,2 0,100 0,393 2, Cardones - Carrera Pinto 220 kv 75,3 0,100 0,398 2, Maitencillo - Cardones 220kV L1 132,7 0,100 0,398 2, Maitencillo - Cardones 220kV L2 132,6 0,100 0,398 2, Maitencillo - Cardones 220kV L3 132,6 0,100 0,398 2, Punta Colorada - Maitencillo 220kV L1 109,2 0,098 0,391 2, Punta Colorada - Maitencillo 220kV L2 109,2 0,098 0,391 2, Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L1 88,0 0,098 0,391 2, Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L2 88,0 0,098 0,391 2, Pan de Azucar - Las Palmas L1 154,2 0,091 0,406 2, Pan de Azucar - Las Palmas L2 154,2 0,091 0,406 2, Los Vilos - Las Palmas L1 74,4 0,091 0,406 2, Los Vilos - Las Palmas L2 74,4 0,091 0,406 2, Nogales - Los Vilos 220 kv L1 97,1 0,099 0,394 2, Nogales - Los Vilos 220 kv L2 97,1 0,099 0,394 2, Quillota - Nogales 220 kv L1 27,0 0,099 0,394 2, Quillota - Nogales 220 kv L2 27,0 0,099 0,394 2, Algunos de los tramos del sistema de transmisión presentan restricciones de transmisión impuestas por ciertos tipos de contingencias probables de ocurrir. En la Tabla 2-2 se muestran las restricciones de transmisión en el SIC Norte, determinadas en el Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión, presentado por la Dirección de Operación del CDEC-SIC en julio de Dicho documento se encuentra disponible en la página Web del CDEC SIC

12 Tramo Tabla 2-2: Restricciones de transmisión SIC Norte Capacidad térmica 25 Limitación del Tramo Causa c/sol [MVA] [MVA] [-] SE Paposo 220 kv - SE Diego de Almagro 220 kv 2x Conductor SE Diego de Almagro 220 kv - SE Carrera Pinto 220 kv Conductor SE Carrera Pinto 220 kv - SE Cardones 220 kv Conductor SE Maitencillo 220 kv - SE Cardones 220 kv L1 197 SE Maitencillo 220 kv - SE Cardones 220 kv L Regulación de tensión (1) SE Maitencillo 220 kv - SE Cardones 220 kv L3 290 SE Punta Colorada 220 kv-se Maitencillo 220 kv C1 y C2 SE Pan de Azúcar 220 kv - SE Punta Colorada 220 kv C1 y C2 2X197 2X197 Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2) Norte a Sur : 197 Conductor Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2) Norte a Sur : 197 Conductor SE Pan de Azúcar 220 kv - SE Las Palmas 220 kv C1 y C2 2X Conductor Los Vilos - Las Palmas 220 kv C1 y C2 2X Conductor Nogales - Los Vilos 220 kv C1 y C2 2X Conductor Quillota - Nogales 220 kv C1 y C2 2X Conductor (1): Considera la operación del SVC Plus ubicado en la SE Diego de Almagro 220 kv. (2): Límite de transmisión ampliado solamente desde el Norte hacia el Sur, por la aplicación de un EDAG/ERAG a la Central Guacolda por contingencia específica en el corredor Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 220 kv. Cabe mencionar los siguientes aspectos particulares del sistema de transmisión: El corredor Maitencillo Punta Colorada Pan de Azúcar 2x220 kv tiene asociada una potencia máxima de transmisión con criterio N-1 igual a la capacidad de un circuito de la línea: 197 MVA. Sin embargo, si el flujo de potencia por dicho corredor circula en dirección norte sur, es posible transmitir por ambos circuitos una potencia superior a los 197 MVA y hasta un umbral de 350 MVA aproximadamente, el cual es permitido por el automatismo EDAG/ERAG presente en la Central Guacolda. En mayo del 2013 entró en servicio el SVC Plus de Diego de Almagro. Dicho equipo permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o desde el sistema de transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre tensión localmente. Los objetivos del SVC Plus de Diego de Almagro son: o o o Permitir la explotación de la línea 220 kv Cardones Maitencillo más cerca de sus límites físicos. Sin este equipo, dicha línea debe operar limitada a una capacidad inferior a su capacidad térmica para evitar problemas de tensión en Diego de Almagro frente a contingencias en la línea. Mejorar la recuperación dinámica del sistema ante eventos fallas en la zona. Afrontar una en una unidad de Guacolda, sin tener que recurrir al EDACxCE sobre Paipote y El Refugio. 11

13 2.2.2 Unidades generadoras Las características de las unidades generadoras convencionales de la zona norte del SIC que son relevantes para el presente estudio, se muestran en la Tabla 2-3. Nombre Central Tabla 2-3: Característica centrales convencionales del norte del SIC Número de unidades Tipo de Unidades Potencia Bruta [MW] Potencia Neta Efectiva [MW] Potencia Mínima Técnica [MW] Taltal 1 Térmica ,8 20 Taltal 2 Térmica ,8 20 Guacolda 1 Térmica ,8 75 Guacolda 2 Térmica ,8 75 Guacolda 3 Térmica ,0 75 Guacolda 4 Térmica ,0 75 En la Tabla 2-4 se presenta la potencia máxima instalada de parques eólicos relevantes existentes en el sistema, principalmente en la zona de Coquimbo. Tabla 2-4: Características parque eólicos relevantes existentes en el norte del SIC Nombre Parque Eólico N Unidades Potencia Bruta por unidad [MW] Potencia Bruta Efectiva [MW] Punta Colorada 10 2,0 20,0 Canela 11 1,7 18,2 Canela ,5 60,0 Monte Redondo 24 2,0 48,0 Totoral 23 2,0 46,0 Talinay 55 1,8 99,0 12

14 2.3 Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama Generadores El PFV Lalackama cuenta con 74 inversores que en conjunto poseen una capacidad nominal de 55,5 MW. Las características de cada unidad generadora son presentadas en la Tabla 2-5. Tabla 2-5: Características de los inversores del proyecto PFV Lalackama Unidad generadora PFV Lalackama Marca y modelo SUNWAY TG V TE OD Capacidad instalada [MVA] 0,790 Potencia activa nominal [MW] 0,750 Tensión nominal [kv] 0,360 Frecuencia nominal [Hz] 50/ Transformadores El parque fotovoltaico Lalackama dispone de transformadores con dos enrollados en su lado de baja tensión, a los cuales se conectan cada uno de los inversores. En la Tabla 2-6 se muestran sus características principales. Tabla 2-6: Parámetros transformador de los inversores del PFV Lalackama Transformador Niveles de Tensión [kv] Capacidad nominal [MVA] Inversor 33/0,36/0,36 33/0,36/0,36 1,65/0,825/0,825 Impedancia de secuencia positiva [%] (Base MVA) 6 (HV-MV) 14 (MV-LV) 6 (LV-HV) Impedancia de secuencia cero [%] (Base MVA) 3 (HV-MV) 3 (MV-LV) 3 (LV-HV) Pérdidas en el cobre [kw] 8,44 (HV-MV) 19,7 (MV-LV) 8,44 (LV-HV) Grupo de conexión Dyn11yn11 En la Tabla 2-11 se presentan las características del transformador elevador del PFV Lalackama. Tabla 2-7: Transformador elevador del PFV Lalackama Tranformador Transformador elevador Lalackama 220/33 Niveles de Tensión [kv] Potencia [MVA] ONAN/ONAF Impedancia de secuencia positiva [%] (Base MVA) Impedancia de secuencia cero [%] (Base MVA) Grupo de conexión 220/33 50/63 9,52 (63) 9,52 (63) YNd11 13

15 2.3.3 Líneas El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PFV Lalackama y el circuito 1 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv. Los parámetros eléctricos de la línea de interconexión se presentan en la Tabla 2-8. Tabla 2-8: Parámetros de la línea de interconexión PFV Lalackama y el circuito 1 línea Paposo Diego de Almagro 220 kv. Tipo de Conductor 1xAAAC Flint Área del conductor [mm 2 ] Resistencia cc a 20 C [ohm/km] Resistencia secuencia positiva R 1 [ohm/km] Reactancia secuencia positiva X 1 [ohm/km] Susceptancia capacitiva secuencia positiva B 1 [us/km] Resistencia secuencia cero R 0 [ohm/km] Reactancia secuencia cero X 0 [ohm/km] Susceptancia capacitiva secuencia cero B 0 [us/km] Capacidad térmica del conductor [A] (*) 637 N de circuitos 1 N de cables de guardia 1 Área del cable de guardia [mm 2 ] 81.8 Tipo de cable de guardia Características OPGW Longitud Línea [km]

16 2.4 Parámetros y características del Parque Eólico Taltal Generadores El PE Taltal cuenta con 33 que en conjunto poseen una capacidad nominal 99 MW. En la Tabla 2-9 se presentan las características básicas de los aerogeneradores que componen el parque eólico. Tabla 2-9: Características de los aerogeneradores del PE Taltal. Unidad generadora Taltal Marca y modelo VESTAS V MW Capacidad instalada [MVA] 3,075 Potencia activa nominal [MW] 3,0 Tensión nominal [kv] 0,650 Frecuencia nominal [Hz] 50/ Transformadores Cada uno de los aerogeneradores del parque eólico se conecta a un transformador de 33/0,65 kv y 3,35 MVA, cuyas características son indicadas en la Tabla Tranformador Tabla 2-10: Parámetros transformador de cada aerogenerador Niveles de Tensión [kv] Capacidad nominal [MVA] Impedancia de secuencia positiva [%] (Base MVA) Impedancia de secuencia cero [%] (Base MVA) Pérdidas en el cobre [kw] Grupo de conexión Aerogenerador 0,65/33 kv 0,65/33 3,35 8 (3,35) 7,2 (3,35) 25,2 DyN5 El PE Taltal cuenta con un transformador elevador cuyas características son presentadas en la Tabla Tranformador Niveles de Tensión [kv] Tabla 2-11: Transformador elevador del PE Taltal Potencia Impedancia de Impedancia de Cambiador de taps [MVA] secuencia positiva secuencia cero ONAF II [%] (Base MVA) [%] (Base MVA) Tipo Ubicación Pasos V [%] Grupo de conexión Parque Eólico 220/33 kv 220/ ,5 (110) 10,6 (110) CTBC AT 21 1 YNd Líneas El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PE Taltal y el circuito 2 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv. Los parámetros eléctricos de la línea de interconexión se presentan en la Tabla

17 Tabla 2-12: Parámetros de la línea de interconexión del PE Taltal y circuito 2 línea Paposo Diego de Almagro 220 kv. Tipo de Conductor 1xAAAC Flint Área del conductor [mm 2 ] 375,4 Resistencia cc a 20 C [ohm/km] 0,089 Resistencia secuencia positiva R 1 [ohm/km] 0,108 Reactancia secuencia positiva X 1 [ohm/km] 0,410 Susceptancia capacitiva secuencia positiva B 1 [us/km] 2,784 Resistencia secuencia cero R 0 [ohm/km] 0,254 Reactancia secuencia cero X 0 [ohm/km] 1,716 Susceptancia capacitiva secuencia cero B 0 [us/km] 1,508 Capacidad térmica del conductor [A] (*) 637 N de circuitos 1 N de cables de guardia 1 Área del cable de guardia [mm 2 ] 81,8 Tipo de cable de guardia Características OPGW Longitud Línea [km] 47,1 (*) determinado a 35 C con sol y a 75 C sobre el conductor 16

18 2.5 Proyectos de generación futuros De acuerdo con lo exigido por la Dirección de Operación (D.O.) del CDEC-SIC en los anexos a la carta N 0247/2014, los nuevos proyectos de generación solar y eólica en el norte del SIC se indican en la Tabla 2-13 junto al punto de conexión respectivo. Tabla 2-13: Proyectos de generación futuros indicados por la D.O. y considerados en el estudio. Proyectos de Generación Proyectos Fotovoltaicos Valleland I y Valleland II Proyecto Fotovoltaico Javiera Proyecto Solar SolaireDirect Generation x 05 Proyecto Fotovoltaico Diego de Almagro Proyecto Fotovoltaico Inca de Varas I y II Parque Fotovoltaico Canto del agua, Denerson I y Denerson II Parque Eólico El Arrayán Parques Eólicos Pacifico y La Cebada (Cururos) Parque Eólico San Andres Parque Fotovoltaico Llano Llampos Punto de Conexión Tap-Off en LT 220 kv Maitencillo - Cardones C1 S/E Seccionadora líenea Diego de Almagro - Taltal 110 kv S/E Los Loros Fecha de puesta en servicio Potencia instalada [MW] 1 semestre semestre semestre S/E Emelda Abril semestre S/E Carrera Pinto S/E Maitencillo 110 kv Julio 2014 Barra seccionadora en LT 220 kv Pan de Azúcar - Las Palmas circuito N 2 S/E seccionadora en LT 220 kv Pan de Azucar - Las Palmas N 1 Barra seccionadora en línea 1x220 kv Cardones - Carrera Pinto Barra seccionadora en LT 220 kv Cardones - Cerro Negro Norte Abril 2014 Marzo 2014 Febrero 2014 Enero Punta Palmeras S/E Las Palmas Total

19 2.6 Requerimientos Normativos Con el objeto de evaluar la factibilidad técnica de conexión del proyecto, se verificará el cumplimiento de los requerimientos normativos para régimen permanente establecidos por la NTSyCS, tanto en condiciones de operación normal como para aquella resultante tras la ocurrencia de una contingencia. En particular, se deberán cumplir las exigencias que se detallan a continuación: Niveles de tensión dentro de banda normativa. La NTSyCS establece tres estados de operación del sistema: normal, alerta y emergencia. Para distintos rangos de tensiones nominales, la norma define las bandas de tensión admisibles en las barras del sistema, en función de los estados de operación. En los artículos 5-25, 5-29 y 5-60 se definen los límites de tensión aceptados, los cuales se resumen en la Tabla Tabla 2-14: Magnitudes de tensión en p.u. establecidos por la NTSyCS según estado de operación Estado de operación / Nivel de Tensión Estado Normal Estado de Alerta Estado de Emergencia V < 200 kv 200 kv < V < 500 kv V > 500kV 0,93-1,07 0,95-1,05 0,97-1,03 0,91-1,09 0,93-1,07 0,96-1,04 0,9-1,1 0,9-1,1 0,95-1,05 Así mismo, la NTSyCS establece en el artículo 5-29 que tras la ocurrencia de una contingencia simple, la tensión en barras no deberá establecerse fuera de los márgenes permitidos para Estado de Alerta. De acuerdo con el artículo 5-29 para líneas de 220 kv esto se traduce en que la tensión de postcontingencia para cada barra del sistema de transmisión no supere los márgenes de ±7% respecto de la tensión nominal (o de servicio según aplique). Junto a esto, la DO del CDEC SIC elaboró un estudio que define y justifica el uso de tensiones de servicio en ciertas barras del sistema por sobre la tensión nominal de dichas barras, ya sea 220 kv, 110 kv u otro, dicho documento se encuentra disponible en la página Web del CDEC - SIC 3. A continuación en la Tabla 2-15, se presentan las tensiones de servicio para las barras de 220 kv relevantes para el presente estudio

20 Barra Tabla 2-15: Tensiones de servicio barras de 220 kv SIC Norte Tensión de servicio Estado normal Estado de alerta Estado de emergencia Limite inferior Limite superior Limite inferior Limite superior Limite inferior Limite superior [kv] [pu] [pu] [pu] [pu] [pu] [pu] Paposo 220 kv 228 0,967 1,069 0,947 1,090 0,916 1,120 D. de A. 220 kv 224 0,967 1,069 0,947 1,090 0,916 1,120 Carrera Pinto 220 kv 224 0,967 1,069 0,947 1,090 0,916 1,120 Cardones 220 kv 224 0,967 1,069 0,947 1,090 0,916 1,120 Maitencillo 220 kv 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130 Punta Colorada 220 kv 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130 Pan de Azucar 220 kv 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130 Las Palmas 220 kv 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130 Los Vilos 220 kv 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130 Los Nogales 220 kv 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130 Quillota 220 kv 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1,130 Las Palmas 220 kv 226 0,976 1,079 0,955 1,099 0,925 1, Suficiencia de capacidad de instalaciones de transmisión. El artículo 5-32 de la NTSyCS indica: La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión, el Límite por Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La DO deberá mantener debidamente actualizada esta información en la página WEB del CDEC. Para estos efectos, se debe entender por Límite por Estabilidad Permanente la máxima transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en riesgo el sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreas determinadas por los extremos receptor y el emisor de la instalación de transmisión. EL CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100 % de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta. El SIC se expanda con criterio N-1, en el Decreto Supremo 327 o Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, el artículo 237 letra a) define lo siguiente: Se entiende por simple contingencia, o "n-1", que ante la falla de un elemento del sistema de transmisión no se exceda las capacidades máximas de las instalaciones y que los voltajes permanezcan dentro de los rangos permitidos, bajo la hipótesis de que el resto del sistema no presenta fallas intempestivas, salvo aquellas que sean consecuencia directa de la falla del tramo mencionado. Para estos efectos, la condición normal de operación del resto del sistema debe considerar que partes de él puedan estar en mantenimiento conforme a los programas correspondientes 19

21 Por otra parte, la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) define el criterio N-1 como: Criterio N-1: Criterio de planificación para el desarrollo y operación del SI, con el fin de enfrentar la ocurrencia de una Contingencia Simple sin que ésta se propague a las restantes instalaciones del SI. Consecuentemente, para efectos del estudio se ha considerado que el sistema cumple con el criterio N-1 siempre y cuando en postcontingencia se verifique el cumplimiento de las restricciones de capacidad del equipamiento serie existente (líneas, transformadores, etc.) y las tensiones en barras de transmisión se establezca dentro de los límites definidos para Estado de Alerta en la NTSyCS Factor de potencia La NTSyCS establece en su artículo 3-9 El diseño de las instalaciones del parque eólico deberá asegurar, para tensiones en el rango de Estado Normal, que puede operar en forma permanente entregando o absorbiendo reactivos, en el punto de conexión al Sistema de Transmisión, en las zonas definidas a continuación: Zona de operación entregando reactivos: a) Potencias activa y reactiva nulas. b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula. c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0,95. Zona de operación absorbiendo reactivos: a) Potencias activa y reactiva nulas. b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula. c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0,95. Por otro lado, en el artículo 5-62 de la NTSyCS se establece lo siguiente: El control de las tensiones del SI dentro de la banda de variación permitida deberá efectuarse manteniendo la potencia reactiva de las unidades generadoras dentro del Diagrama PQ, hasta un límite del 100 % de la capacidad máxima en forma permanente. Este límite deberá mantenerse tanto en la región de sobreexcitación como de subexcitación para cumplir con los niveles de tensión especificados. Para el caso de parques eólicos las instalaciones deberán operarse hasta un factor de potencia de 0,95 inductivo o capacitivo, en el punto de conexión. 20

22 2.7 Capacidad de potencia reactiva Parque solar Lalackama Cada inversor del PFV Lalackama tiene la capacidad de entregar como máximo una potencia reactiva de 344 kvar de acuerdo con la curva P-Q de la siguiente figura: Active Power [kw] Parque Eólico Taltal Figura 2-5: Curva P-Q inversores Central Lalackama. Cada inversor del PE Taltal tiene la capacidad de entregar como máximo una potencia reactiva de 1750 kvar de acuerdo con la curva P-Q de la siguiente figura: 344 Reactive Power [kvar] Figura 2-6: Curva P-Q inversores Central Taltal Eólica. 21

23 3 Consideraciones y escenarios de evaluación En este capítulo se presentan los supuestos y escenarios de evaluación utilizados para analizar el sistema eléctrico con la conexión del PE Taltal y PFV Lalackama. Las consideraciones generales del estudio son enumeradas en los puntos siguientes: Se considera a PE Taltal y PFV Lalackama puestos en servicio para fines de Dentro de los proyectos nuevos de generación en la zona norte del SIC, se consideran solo aquellos informados por la D.O. del CDEC-SIC ENEL en su carta 0247/2014, para cada uno de los escenarios de evaluación. Se lleva al sistema a su condición de demanda máxima. Para cada escenario de evaluación, se ajusta el despacho del sistema de manera de respetar las restricciones de transmisión y reserva en giro del sistema. A continuación se indican los escenarios de evaluación considerados en el estudio. 3.1 Escenarios de evaluación Para evaluar el comportamiento del sistema en régimen y en virtud de lo indicado por la Dirección de Operación del CDEC-SIC en su carta N , se evalúan tres escenarios de operación, en los cuales se ha considerado un escenario de demanda alta, una hidrología seca y una reserva e giro mínima de 317 MW. Los escenarios son los siguientes: Escenario 1: se considera las cuatro unidades de la subestación Guacolda en servicio. Las termoeléctricas Taltal I y II ubicados en la barra Paposo 220 kv se encuentran fuera de servicio. La reserva en giro del sistema es de 320 MW. Escenario 2: se considera las cuatro unidades de la subestación Guacolda en servicio. La central termoeléctrica Taltal I opera a plena carga mientras que la termoeléctrica Taltal II se encuentra fuera de servicio. La reserva en giro del sistema es de 320 MW. Escenario 3 se considera las cuatro unidades de la subestación Guacolda en servicio. Las termoeléctricas Taltal I y II operan 75 MW cada una. La reserva en giro del sistema es de 320 MW. Para cada uno de los escenarios de evaluación se ajusta el despacho de las centrales relevantes para el estudio. Debido a que el objeto de este estudio es evaluar el impacto sistémico del PE Taltal y del PFV Lalackama, en todos los escenarios en estudio se ha considerado que estas son despachadas a plena capacidad. 3.2 Demanda del sistema Para estudiar el comportamiento del sistema y en virtud de las exigencias establecidas por la D.O. del CDEC-SIC, se analiza la operación del sistema en escenarios de alta demanda en el norte del SIC. En la Figura 3-1 se presenta la curva de duración de demanda para el año 2013 entre las subestaciones Diego de Almagro y Los Vilos, la cual ha sido construida con los registros horarios disponibles en la página web del CDEC-SIC. 22

24 Potencia [MW] Estudios de Conexión PE Taltal y PF Lalackama Curva de demanda SIC -Norte Datos [%] Figura 3-1: Curva de duración de demanda horaria del norte del SIC, periodo 2013 Los registros de demanda alta de la base de datos de DigSILENT de marzo de 2014, fueron reajustados considerando la carga distribuida más alta en la zona norte del SIC en horarios de mayor luz solar (entre las 14:00 y las 17:00 horas), correspondiente a 728,44 MW obtenidos durante el día 16 de diciembre de Generación ERNC coincidente Para despachar los proyectos eólicos y fotovoltaicos al norte del SIC, se considera la máxima generación ERNC coincidente de los proyectos nuevos y existentes, calculada mediante factores de escalamiento aplicados sobre la generación de cada una de las centrales respectivas. Los factores de escalamiento se obtienen de la siguiente manera: En primer lugar se estima, la generación horaria de cada parque solar y eólico de la zona norte del SIC, utilizando las siguientes fuentes de información: o Registros de generación eólica disponibles en el sitio web del CDEC-SIC 4, para parques eólicos existentes. o Datos de radiación solar 5 y velocidad del viento 6 publicados por el Ministerio de Energía, para estimar la generación de algunos de los proyectos nuevos en la zona norte del SIC. o Para las centrales de las cuales no se dispone información directa de la radiación solar o velocidad del viento, se supone un comportamiento similar a las centrales cercanas de igual tecnología: En el caso de la generación de los nuevos proyectos eólicos El Arrayán, Pacifico y La Cebada, y Punta Palmeras se supone un comportamiento similar a los parques eólicos Talinay, Monte Redondo y Canela I respectivamente, debido a su cercanía. 4 www2.cdec-sic.cl

25 En el caso de la generación de los proyectos solares PFV Valleland I y II, Inca de Varas I y II, Canto del Agua y Denersol I y II, se supone un comportamiento similar al parque solar San Andrés. Igualmente, se considera que el parque solar SolaireDirect tendrá comportamiento de generación similar al de la central Llano de Llampos. Con los datos de generación horaria, se elabora una curva anual de generación agregada de los proyectos eólicos y solares considerados en la zona norte del SIC. De esta curva se determina la máxima potencia que alcanza el conjunto de centrales ERNC en el año evaluado, junto al aporte respectivo de cada una de ellas. El cociente de dicho aporte con respecto de la generación máxima de cada central, corresponde al factor de coincidencia de cada una de ellas ( ). Posteriormente, se determina un factor representativo de la generación máxima real de cada parque eólico y solar, lo cual se obtiene ordenando los datos de generación horaria de cada central en una curva de duración, determinando de esta forma la generación máxima representativa como el promedio del 5% de los valores más altos de curva. El porcentaje de dicho resultado respecto de la potencia instalada de la central corresponde al factor de generación máxima real ( ). 3.4 Restricciones de transmisión El sistema eléctrico al norte del SIC puede ser clasificado en tres corredores críticos que restringen el sistema de transmisión de norte a sur: Corredor Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones 1x220 kv: dicho corredor restringe la transmisión de potencia desde el norte de la subestación Cardones, para respetar los criterios de suficiencia de capacidad de las líneas que las componen. Corredor Maitencillo Punta Colorada Pan de Azúcar 2x220: dicho corredor posee una limitación de transmisión de potencia de sur a norte de 197 MVA por cumplimiento del Criterio N-1. Para el caso de transmisión de norte a sur, el corredor posee un umbral de transmisión de 350 MVA permitido por el automatismo de ERAG/EDAG presente en las unidades de la subestación Guacolda. Corredor Las Palmas Los Vilos Nogales 2x220 kv: dicho corredor posee una limitación de transferencia de potencia de 224 MVA por cumplimiento del Criterio N-1. Para evitar la activación de dichas restricciones de transmisión de manera visible, se utilizan factores de despacho de generación de los proyectos ERNC nuevos y existentes ( ), aplicados a las centrales que han sido agrupadas por zonas en función de las restricciones de transmisión existentes: Zona 1: Compuesto por las centrales ERNC que inyectan su generación al norte de la subestación Cardones. Zona 2: Compuesto por las centrales ERNC que inyectan su generación entre las subestaciones Cardones y Pan de Azúcar. Zona 3: Compuesto por las centrales ERNC que inyectan su generación entre las subestaciones Pan de Azúcar y Nogales. 24

26 No obstante la anterior, se advierte de manera previa que las centrales ERNC de la zona 3 sufrirán una restricción significativa, la cual estará totalmente contraria con el criterio económico de despacho y del aprovechamiento óptimo del sistema de trasmisión. Por ello, el estudio considera la alternativa de implementar un automatismos ERAG/EDAG para las líneas ubicadas en la zona 3, que permitan un mejor aprovechamiento de las centrales ERNC de aquella zona. Con esto, las instalaciones de transmisión podrán ser exigidas al límite de su capacidad, siendo por ello un escenario de mayor exigencia para el sistema. 3.5 Despacho de centrales El despacho de las centrales existentes y de los nuevos proyectos de generación en condiciones normales de operación, a excepción del PE Taltal y del PFV Lalackama, son ajustados de manera de respetar las restricciones de transmisión en el sistema troncal. Dicho despacho, se obtiene como resultado de la multiplicación de los factores de escalamiento y despacho respectivos por la potencia instalada: En la Tabla 3-1 se presentan los factores de escalamiento, de despacho y la potencia despachada por cada uno de los proyectos ERNC nuevos y existentes considerados en el estudio, para cada uno de los escenarios de operación estudiados y señalados en la sección 3.1. Se analiza el escenario 1 con y sin automatismo de ERAG en la zona 3. El resto de los escenarios incluye este automatismo. Tabla 3-1: Factores de escalamiento y despacho utilizado por escenario de evaluación Nuevos proyectos de generación Potencia instalada [MW] Factor de coincidenci a Factor de máxima. Generació n Factor de despacho Escenario 1 sin ERAG/EDAG zona 3 P [MW] Q [MVAr] Factor de despacho Escenario 1 con ERAG/EDAG zona 3 P [MW] Q [MVAr] Factor de despacho Escenario 2 con ERAG/EDAG zona 3 Escenario 3 con ERAG/EDAG zona 3 P [MW] Q [MVAr] Factor de P [MW] Q [MVAr] despacho PFV Valleland I y II 67 87,2% 89,0% 100,0% 52,00-0,59 100,0% 52,00-0,69 100,0% 52,00 0,11 100,0% 52,00-3,72 PFV Javiera 70 90,8% 92,7% 98,0% 54,97-4,01 96,0% 54,97-4,20 25,0% 14,32-0,53 0,0% 0,00 0,00 PFV SolaireDirect 50 90,8% 92,7% 100,0% 42,10-11,56 100,0% 42,10 0,00 100,0% 42,10-4,54 100,0% 42,10-1,53 PFV Diego de Almagro 30 93,3% 94,7% 98,0% 30,54 0,00 96,0% 30,54 0,00 25,0% 7,95-0,82 0,0% 0,00 0,00 PFV Inca de Varas I y II 50 87,2% 89,0% 98,0% 37,25 4,01 96,0% 37,25 3,58 25,0% 9,70 2,00 0,0% 0,00 0,00 PFV C. Canto del agua y Denerson I y II 58 87,2% 89,0% 100,0% 45,01 4,53 100,0% 45,01 4,78 100,0% 45,01 4,55 100,0% 45,01 4,74 PE El Arrayán ,0% 94,0% 21,0% 20,44 0,00 78,0% 75,91 0,00 80,0% 77,86 19,98 80,0% 77,86 19,41 PE Pacifico y Cebado ,6% 86,2% 21,0% 17,68-3,50 78,0% 65,66 11,93 80,0% 67,34 3,10 80,0% 67,34 9,27 PFV San Andres 50 87,2% 89,0% 98,0% 35,41-1,06 96,0% 35,41-1,38 25,0% 9,23 1,84 0,0% 0,00 0,00 PFV Llano Llampos ,8% 92,7% 100,0% 79,08 7,34 100,0% 79,08 7,34 100,0% 79,27 6,24 100,0% 0,00 0,00 PE Punta Palmeras 45 78,5% 81,0% 100,0% 2,64-5,78 78,0% 22,32 0,00 80,0% 22,89 9,67 80,0% 22,89 0,00 PE Canela 1 18,2 92,0% 76,4% 21,0% 0,30 0,00 78,0% 9,90-6,24 80,0% 10,23-6,38 80,0% 10,23-6,36 PE Canela 2 60,0 81,7% 89,2% 21,0% 9,20 0,00 78,0% 34,00 0,00 80,0% 34,80 0,00 80,0% 34,80 0,00 PE Talinay 90,0 90,0% 94,0% 21,0% 16,00 0,00 78,0% 59,55 0,00 80,0% 60,90 0,00 80,0% 60,90 0,00 PE Punta Colorada 20,8 15,6% 36,5% 21,0% 0,30 0,00 78,0% 1,00 0,00 80,0% 1,10 0,00 80,0% 1,10 0,00 PE Monte Redondo 48,0 85,6% 86,2% 21,0% 7,44 0,00 78,0% 0,28 0,00 80,0% 28,32 0,00 80,0% 28,32 0,00 PE Totoral 45,5 78,5% 81,0% 21,0% 6,21 3,16 78,0% 22,77 3,13 80,0% 23,46 1,63 80,0% 23,46 1,93 Total 1031,48 456,57-7,46 667,75 18,26 586,48 36,85 466,01 23,73 PFV: Parque fotovoltaico ; PE: Parque eólico En la Tabla 3-2 se muestra el despacho de las unidades generadoras de la Central Guacolda y de las centrales que aportan reservan en giro en el sistema eléctrico. 25

27 Tabla 3-2: Despacho de generadores convencionales existentes, relevantes para el sistema en estudio Nuevos proyectos de generación Potencia nominal [MW] Mínimo técnico [MW] Escenario 1 sin ERAG/EDAG zona 3 Escenario 1 con ERAG/EDAG zona 3 Escenario 2 con ERAG/EDAG zona 3 Escenario 3 con ERAG/EDAG zona 3 P [MW] Q [MVAr] P [MW] Q [MVAr] P [MW] Q [MVAr] P [MW] Q [MVAr] Canutillar U1 85, ,0 2,1 65,0 2,1 65,0 2,1 65,0 2,9 Canutillar U2 85,8 40 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Ralco U1 378, ,5-50,5 231,4-50,0 231,5-48,4 230,2-47,2 Ralco U2 378,1 90 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pangue U1 227, ,0 0,7 210,0 1,2 210,0 2,2 210,0 4,4 Pangue U2 227,4 90 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 El Toro U1 105, ,0 35,6 100,0 36,0 100,0 36,7 100,0 41,6 El Toro U2 105,0 0 60,0 33,9 60,0 34,2 60,0 34,9 0,0 0,0 El Toro U3 111,7 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 El Toro U4 111,7 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Antuco U1 161,6 5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Antuco U2 161, ,0-6,9 140,0-6,5 140,0-5,8 140,0-1,1 Cipreses U1 33,2 0 10,0 1,0 10,0 1,1 10,0 1,1 23,0 3,6 Cipreses U2 33,2 0 11,0 8,6 11,0 8,6 11,0 8,6 0,0 0,0 Cipreses U3 33,2 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pehuenche U1 272, ,7 8,4 272,7 10,0 272,7 11,0 272,7 11,1 Pehuenche U2 272, ,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Colbún U1 238, ,4 21,8 238,4 23,3 238,4 24,4 238,4 24,5 Colbún U2 238, ,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Machicura U1 47,9 12 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Machicura U2 47, ,0 7,1 54,0 7,5 54,0 3,6 54,0 3,6 Rapel U1 75,7 30 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Rapel U2 75,7 30 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Rapel U3 75,7 30 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Rapel U4 75,7 30 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Rapel U5 75,7 30 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Abanico U1 21,4 1 20,4-4,0 20,4-3,9 20,4-3,6 20,4-3,4 Abanico U2 21,4 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Abanico U3 21,4 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Abanico U4 21,4 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Abanico U5 21,4 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Abanico U6 21,4 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pilmaiquen U1 5,6 0 2,0 1,5 2,0 1,5 2,0 1,5 2,0 1,5 Pilmaiquen U2 5,6 0 2,0 1,5 2,0 1,5 2,0 1,5 0,0 0,0 Pilmaiquen U3 5,6 0 2,0 1,5 2,0 1,5 2,0 1,5 0,0 0,0 Pilmaiquen U4 12,0 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pilmaiquen U5 12,0 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pullinque U1 17,1 0 6,0 4,5 6,0 4,5 6,0 4,5 6,0 6,5 Pullinque U2 17,1 0 12,0 5,0 12,0 5,1 12,0 5,1 0,0 0,0 Pullinque U3 17,1 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Candelaria U1 135,3 60 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Candelaria U2 135,3 60 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Taltal U1 119,8 20 0,0 0,0 0,0 0,0 120,0 8,2 75,0 7,6 Taltal U2 119,8 20 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 75,0 9,1 Guacolda U1 143, ,0-4,6 75,0-4,6 75,0-5,0 75,0-4,6 Guacolda U2 143, ,0-4,6 75,0-4,6 75,0-5,0 75,0-4,6 Guacolda U3 143, ,0-6,6 75,0-6,6 75,0-7,0 75,0-6,6 Guacolda U4 143, ,0-1,8 117,0-1,8 121,0-1,8 133,0-0,4 San Isidro U2 TV 133,6 70 0,0 0,0 0,0 0,0 120,0 8,2 75,0 7,6 Nehuenco U3 102,0 40 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 75,0 9,1 Los Vientos 124,4 60 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 26

28 3.6 EDAG/ERAG por contingencias específicas Se han considerado los siguientes automatismos implementados en el sistema, de los cuales los dos primeros corresponden a proyectos en curso y el tercero a una alternativa independiente que da respuesta a los comentarios del CDEC-SIC en relación a los problemas de sobrecarga que se generan ante contingencias dadas en uno de los circuitos del corredor Pan de Azúcar Nogales 220 kv. Es destacar que el requerimiento de estos esquemas es una condición preexistente a la conexión de los proyectos Lalackama y Taltal Eólico por lo cual su implementación no está asociada a la conexión de dichos proyectos. 1. ERAG en las centrales Lalackama Solar y Taltal Eólica para el resguardo de la línea Paposo - Diego de Almagro 220 kv: Automatismo de reducción de generación aplicado en las centrales Lalackama Solar y Taltal Eólica, el cual actuará en caso que tras la ocurrencia de una contingencia se superen los límites de capacidad máxima de cualquiera de los circuitos de la línea Paposo - Diego de Almagro 220 kv. 2. EDAG/ERAG en la Central Guacolda para el resguardo del corredor Maitencillo Nogales 220 kv (EDAG Extendido): Automatismo de reducción y desconexión de generación aplicado en las unidades de la central Guacolda, el cual actuará ante contingencias en cualquiera de los circuitos del corredor Maitencillo Nogales 220 kv, considerando un máximo de 2 unidades de la central Guacolda disponibles para el desprendimiento. 3. EDAG/ERAG en las centrales de la zona 3 para el resguardo del corredor Maitencillo Nogales 220 kv: Automatismo de reducción y desconexión de generación aplicado en las centrales que pertenecen a la Zona 3, el cual actuará ante contingencias en cualquiera de los circuitos del corredor Maitencillo Nogales 220 kv. Este automatismo deberá estar comunicado con el EDAG/ERAG de la Central Guacolda y presentará una lógica muy similar a este último. El automatismo se propone de manera de aprovechar el corredor Maitencillo Nogales 220 kv a su capacidad N, lo cual no sería factible con el EDAG extendido de Guacolda debido principalmente a lo siguiente: o o Al enfrentar un evento de cortocircuito en el corredor aludido en un escenario de transferencia a capacidad N del mismo, será necesario desprender 3 unidades de la Central Guacolda. Lo anterior someterá la operación del norte del sistema con sólo una unidad de la Central Guacolda, lo que constituye a un alto riesgo para la estabilidad del sistema. Ante una falla en el corredor que ocurra al atardecer y en un escenario que obligue desprender 3 unidades de la Central Guacolda para afrontar dicha contingencia, será necesario poner en servicio Centrales diesel para suplir el déficit de potencia que existe durante el encendido y toma de carga de la o las unidades desprendidas, implicando importantes sobrecostos para la operación del sistema. A grandes rasgos, el EDAG/ERAG operará de la siguiente manera: a. Tendrá como señales de entrada las transferencias medidas desde los paños de cada línea del corredor, la potencia generada de cada una 27