INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

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1 Emitido como Informe Versión: 1 INFORME TÉCNICO ESTUDIO DE INTEGRIDAD DE INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2015 EVALUACIÓN AÑOS 2018 Y 2021 Autor Departamento de Integridad del Sistema Fecha Creación Última Impresión Correlativo CDEC-SING C0079/2015 Versión Versión 1

2 CONTROL DEL DOCUMENTO APROBADO POR Versión Aprobado por Cargo 1 Juan Carlos Araneda T. Director de Planificación y Desarrollo REVISADO POR Versión Revisado por Cargo 1 Erick Zbinden A. Jefe Departamento de Integridad del Sistema REALIZADO POR Versión Realizado por Cargo Constanza Argomedo S. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema 1 Carla Hernández O. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema Patricio Lagos R. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema Alex Santander G. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema REGISTRO DE CAMBIOS Fecha Autor Versión Descripción del Cambio Departamento de Integridad del Sistema Departamento de Integridad del Sistema A Confección de versión final que incorpora observaciones de empresas coordinadas Confección del documento preliminar 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 2 de 124

3 CONTENIDO. CDEC-SING C0079/ RESUMEN EJECUTIVO ZONAS DEL SING ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A CONTINGENCIA DE SEVERIDAD CONTEXTO DEL ESTUDIO INTRODUCCIÓN OBJETIVOS ALCANCE ANTECEDENTES MARCO NORMATIVO METODOLOGÍA DE TRABAJO BASE DE DATOS (BD) EXPANSIÓN BD SING INTEGRACIÓN BD SING, SIC, SADI Y LÍNEA INTERCONEXIÓN SIC-SING MODELACIÓN DE OBRAS EN BD INTEGRADA DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES TOPOLÓGICAS DE OPERACIÓN PLAN DE EXPANSIÓN DEL SING DEMANDA GENERACIÓN TRANSMISIÓN DEFINICIÓN DE LOS CASOS DE GENERACIÓN DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN DEFINICIÓN DE LOS TIPOS DE ANÁLISIS REALIZADOS UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 3 de 124

4 8.7. DEFINICIÓN DE LAS INSTALACIONES DE INTERÉS PARA LOS ANÁLISIS ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO GENERALIDADES ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INTERRUPTORES DE PODER AÑO 2018 ESCENARIO AÑO 2018 ESCENARIO AÑO 2018 ESCENARIO AÑO 2018 ESCENARIO AÑO 2021 ESCENARIO AÑO 2021 ESCENARIO AÑO 2021 ESCENARIO AÑO 2021 ESCENARIO ANÁLISIS DE SATURACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE AÑO 2018 ESCENARIO AÑO 2018 ESCENARIO AÑO 2018 ESCENARIO AÑO 2021 ESCENARIO AÑO 2021 ESCENARIO AÑO 2021 ESCENARIO RESUMEN DE CC EN BARRAS DEL SING ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO RESULTADOS AÑO 2018 (TOPOLOGÍA 1) RESULTADOS AÑO 2021 (TOPOLOGÍA 2) ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A CONTINGENCIA DE SEVERIDAD TIPO AÑO SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6) SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6) SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 1.2) SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 1.2) AÑO UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 4 de 124

5 SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6) SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6) SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 2.2) SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 2.2) CONCLUSIONES UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 5 de 124

6 1. RESUMEN EJECUTIVO 1.1. ZONAS DEL SING Se definen tres distintas zonas geográficas en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), las que serán utilizadas recurrentemente en el contenido del presente estudio. Zona norte: Comprende las líneas y subestaciones que se encuentran geográficamente ubicadas hacia el norte de las subestaciones Crucero y Encuentro. Zona centro: Comprende las líneas y subestaciones del sector Tocopilla y Chuquicamata, así como por aquellas instalaciones que conforman el enlace o anillo a través de las siguientes subestaciones: Crucero, Encuentro, Laberinto, El Tesoro, Esperanza, El Cobre. Zona sur-cordillera: Comprendida por las instalaciones que permiten el abastecimiento de las subestaciones Zaldívar, Escondida, Domeyko, O Higgins y Mejillones, así como de la ciudad de Antofagasta ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS Equipos primarios sin información técnica Se cuenta con 22 paños sin información de capacidad de ruptura de sus interruptores y 37 paños sin información relativa a los Transformadores de Corriente (TT/CC), por lo que no se puede determinar su condición actual. Estos antecedentes han sido asignados como S/I, y se pueden observar en el Anexo A del presente documento. Capacidad de ruptura de interruptores de poder Al año 2018 se estima que los niveles de cortocircuitos en S/E Crucero alcancen cerca de 25 ka, motivo por el cual, se recomienda el cambio de todos los interruptores cuya capacidad de ruptura sea inferior a dicho valor. A la fecha, los interruptores presentes en la S/E con capacidad de ruptura de 16 ka ya ven sobrepasada su capacidad de ruptura, por lo que se recomienda su reemplazo inmediato, pues están incumpliendo el Artículo 3-3 c) de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 6 de 124

7 Servicio (NTSyCS). Los interruptores con problema de capacidad de ruptura desde la actualidad al año 2018, están asociados a los siguientes paños: o Reemplazo inmediato: Crucero J6, Línea 1x220 kv Chacaya-Crucero, capacidad de ruptura: 16 ka. Crucero JT1, Transformador 220/23 kv N 1, capacidad de ruptura: 16 ka. Crucero JR, Paño Acoplador, capacidad de ruptura: 16 ka. Mejillones JT, Autotransformador 220/110/13,8 kv, capacidad de ruptura: 16 ka. o Reemplazo antes del año 2018: Crucero JRE, Reactor, capacidad de ruptura actual: 25 ka. Adicionalmente, debe considerarse como caso particular todos aquellos paños que serán transferidos a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro, con el correspondiente aumento del estándar de su equipamiento primario, y que presenten problemas con su capacidad de ruptura antes de que se realice tal obra, éstos son: o Casos particulares de interés actual: Crucero J5, Línea 220 kv Crucero-Lagunas, capacidad de ruptura: 16 ka. Crucero J6A, Línea 220 kv Crucero-Tocopilla 6A, capacidad de ruptura: 16 ka. Crucero J6B, Línea 220 kv Crucero-Salar 6B, capacidad de ruptura: 16 ka. o Casos particulares de interés previo al año 2018: Crucero J10, Línea 220 kv Crucero-Laberinto Circuito N 2, capacidad de ruptura: 25 ka. Crucero J11, Línea 220 kv Crucero-Laberinto Circuito N 1, capacidad de ruptura: 25 ka UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 7 de 124

8 Al año 2021 se estima que los niveles de cortocircuitos en S/E Crucero alcancen cerca de 31,5 ka. De esta forma, los interruptores que deben reemplazarse antes de esa fecha, adicionales a los que deben ser reemplazados antes del año 2018, son: o Reemplazo antes del año 2021: Crucero J8, Línea 220 kv Crucero-El Abra, capacidad de ruptura: 31,5 ka. Crucero J9, Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic, capacidad de ruptura: 31,5 ka. Crucero J12, Línea 220 kv Norgener-Crucero C1, capacidad de ruptura: 31,5 ka. Crucero J13, Línea 220 kv Norgener-Crucero C2, capacidad de ruptura: 31,5 ka. Crucero JS, Paño Seccionador 220 kv, capacidad de ruptura: 31,5 ka. A modo de resumen, en la Tabla 1.1 se presentan los paños que contienen interruptores de poder que ven o verán sobrepasada su capacidad de ruptura. Para ello, se ha incorporado con color rojo, aquellos niveles de cortocircuito que sobrepasan la capacidad de ruptura del interruptor correspondiente, de manera de poder visualizar de forma rápida, en qué año se hace necesario el reemplazo. Los valores de cortocircuito de los años 2015 y 2017 son obtenidos desde el Estudio de Integridad de Instalaciones del Sistema de Transmisión (EIST) del año 2014, en adelante EIST , y los valores de cortocircuito de los años 2018 y 2021 se obtienen como parte de los resultados del presente estudio. A modo de resumen, se advierten 7 interruptores de poder que a la fecha ya se encuentran operando con su capacidad de ruptura sobrepasada, paños: Crucero J5, J6, J6A, J6B, JT1 y JR, y Mejillones JT. De ellos, 3 serán redirigidos a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro, con el correspondiente cambio de estándar. 1 Publicado en el sitio web del CDEC-SING, ruta Inicio > Informes y Estudios > Estudios CDEC 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 8 de 124

9 Tabla 1.1: Interruptores de S/E Crucero que deberán ser reemplazados. S/E Paño Instalación Clasificación Capacidad Máxima corriente de CC por paño [ka] ruptura [ka] Crucero J5 Crucero-Lagunas C1 Troncal 16,0 18,8 23,7 - - Crucero J6 Chacaya-Crucero Adicional 16,0 17,8 22,7 22,7 30,0 Crucero J6A Tocopilla-Crucero C6A Adicional 16,0 17,2 22,2 - - Crucero J6B Crucero-Salar C6B Adicional 16,0 18,5 23,0 - - Crucero J7A Tocopilla-Crucero C7A Adicional 31,5 17,2 22,2 - - Crucero J7B Crucero-Chuquicamata C7B Adicional 31,5 18,4 23,0 - - Crucero J8 Crucero-El Abra Adicional 31,5 19,3 24,1 24,3 31,6 Crucero J9 Crucero-Radomiro Tomic Adicional 31,5 19,3 24,1 24,3 31,6 Crucero J10 Crucero-Laberinto C2 Adicional 25,0 17,9 22,8 - - Crucero J11 Crucero-Laberinto C1 Adicional 25,0 17,9 22,8 - - Crucero J12 Norgener-Crucero C1 Adicional 31,5 18,4 23,0 23,4 30,6 Crucero J13 Norgener-Crucero C2 Adicional 31,5 18,4 23,1 23,4 30,6 Crucero JT1 Transformador 220/23 kv Adicional 16,0 19,3 24,1 24,3 31,6 Crucero JRE Reactor Troncal 25,0 19,3 24,1 24,3 31,6 Crucero JR Acoplador Troncal 16,0 19,3 24,1 24,3 31,6 Crucero JS Seccionador Troncal 31,5 19,3 24,1 24,3 31,6 Mejillones JT Autotransformador 220/110/13.8 kv Adicional 16,0 18,7 20,8 21,0 21,1 (1) Los paños J5, J6A, J6B, J7A, J7B, J10 y J11 será redirigidos y traslados a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro. (2) Los resultados de CC están desarrollados para parque generador completo y criterio favorable. Saturación de transformadores de corriente Son 60 los TT/CC que estarían presentando niveles de saturación frente a máximos niveles de cortocircuito esperados (escenarios 1.2 y 2.2) al año A ellos, se les suman 4 TT/CC con la misma condición para el año Es relevante mencionar que una operación saturada de los TT/CC destinados a medir corrientes de cortocircuito con fines de protección, puede ocasionar descoordinaciones y operaciones erróneas de los sistemas de protección, por no poder medir correcta y efectiva la corriente de falla que circula por el equipo de medición. En la Tabla 1.2 se presentan las distintas subestaciones que evidencian TT/CC con niveles de saturación, identificando además el número de éstos (agrupados trifásicamente). Destaca una gran cantidad de TT/CC saturados en las SS/EE Crucero y Encuentro UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 9 de 124

10 Tabla 1.2: Número de TT/CC saturados (en grupos trifásicos) por subestación. Número de TT/CC saturados Subestación Año Esc 1.3 Año Esc 2.3 Criterio favorable Criterio normal Criterio favorable Criterio normal Pozo Almonte Lagunas Tarapacá Nueva Victoria Crucero SQM El Loa El Loa Collahuasi Encuentro El Tesoro Fortuna Lomas Bayas Escondida Sulfuros Angamos Chacaya Mejillones Coloso O'Higgins Mantos Blancos Domeyko Molycop Bombeo N 2 MEL Bombeo N 3 MEL Bombeo N 4 MEL Palestina TOTAL Para dar solución a esta condición, existen diversas medidas que pueden ser aplicadas para mitigar la situación, entre ellas: 1. Medición de Burden efectivo en sitio (terreno). 2. Verificar posibilidad de cambiar el tap primario del T/C. 3. Mejorar el calibre del conductor que conecta la salida del secundario del T/C con el relé de protección. 4. Cambiar el T/C UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 10 de 124

11 Niveles de cortocircuito para determinar especificaciones técnicas de equipos Se recomienda a aquellos interesados en conectarse al sistema de transmisión del SING en 220 kv, revisar la Tabla 9.19 del presente documento, en particular la primera columna denominada Esc 2.1, la cual contiene los valores de los máximos cortocircuitos esperados al año 2021, de acuerdo a los criterios establecidos en el Anexo N 1 de la NTSyCS. A modo de ejemplo, en la Tabla 1.3 se presentan algunas barras de interés con su máximo nivel de cortocircuito esperado al año 2021, y la capacidad de ruptura mínima recomendada para los interruptores que se conecten a dicha S/E, basada en la evolución que presentan los niveles de cortocircuito entre los años 2015 y Por ejemplo, el cortocircuito en S/E Crucero se ve incrementado en cerca de 70% entre dichos años, pasando de unos 19 ka en la actualidad a 32 ka al año 2021, por ende, se recomienda instalar interruptores que presenten, al menos, entre 10 ka y 20 ka más que el máximo nivel de cortocircuito esperado. Tabla 1.3: Máximo nivel de cortocircuito y capacidad de ruptura recomendada por S/E. Barra Máximo CC [ka] Cap. de ruptura mínima recomendada [ka] Crucero ,6 50 Kapatur ,3 50 Laberinto ,6 40 Los Changos ,7 50 Nueva Crucero-Encuentro , UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 11 de 124

12 Disposición física de S/E Crucero En la Figura 1.1 se presenta la disposición física de los paños incidentes a S/E Crucero, indicando el nombre de cada uno de ellos, su destino y la capacidad de ruptura de sus interruptores. A su vez, a la capacidad de ruptura se le asigna un color en función de su estado actual: Rojo: interruptor que en la actualidad presenta una capacidad de ruptura inferior al máximo nivel de cortocircuito esperado en la S/E. Se debe reemplazar a la brevedad. Los paños J5, J6A y J6B serán trasladados a la proyectada S/E Nueva crucero encuentro, con un nuevo estándar, no obstante, se debe tener especial cuidado con su operación previa, por lo que se recomienda analizar cómo actuarían los sistemas de protecciones de respaldo en caso que dichos interruptores no puedan operar frente a ciertos niveles de cortocircuitos. Naranjo: interruptor que debe ser reemplazado antes del año 2018 (previo a proyecto de interconexión SIC-SING). Verde: interruptor que cuenta con holgura suficiente para operar al menos hasta el año SUBESTACIÓN CRUCERO Norgener 2 Norgener 1 SS/AA Lagunas 1 Lagunas 2 El Abra Tocopilla 7A Tocopilla 6A R. Tomic Laberinto 2 Laberinto 1 Chacaya Chuqui 7B Salar 6B Encuentro 2 Encuentro 1 31,5 ka 31,5 ka 16 ka 16 ka 40 ka 31,5 ka 31,5 ka 16 ka 31,5 ka 25 ka 25 ka 16 ka 31,5 ka 16 ka 40 ka J13 J12 JT1 J5 J14 J8 J7A J6A J9 J10 J11 J6 J7B J6B J16 40 ka J15 B1 JS 31,5 ka B2 16 ka JR JRE 25 ka BT Figura 1.1: Disposición física de paños en S/E Crucero, identificando interruptores de poder según estado UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 12 de 124

13 1.3. ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO Año 2018: o Para todos los escenarios de operación analizados al año 2018 con interconexión SING-SADI 2, exportando 250 MW desde el SING al SADI, la actual Línea 1x220 kv O Higgins-Domeyko ve sobrepasada su capacidad de conductor tras contingencias en el corredor O Higgins-Domeyko, destacándose la salida de servicio de la Línea 1x220 kv O Higgins-Farellón proyectada (actual Línea 1x220 kv Atacama-Domeyko que será seccionada en la S/E O Higgins como parte del proyecto EWS de Minera Escondida o MEL). Cabe destacar que estas líneas serán operadas con un grado de utilización alto, lo que las transforma en elementos que absorben potencia reactiva desde el sistema (se comportan como reactores equivalentes). o Se observa una limitante natural en la máxima transferencia SIC 3 -SING, explicada principalmente por la capacidad de los autotransformadores 550/220 kv que se instalarán en S/E Los Changos. Dado que cada autotransformador es de 750 MVA nominales, y al 2018 se instalarán sólo dos de estos equipos (de acuerdo a lo informado en las obras de interconexión), el máximo intercambio entre el SING y el SIC será igual a la capacidad nominal del autotransformador más su capacidad de sobrecarga permanente. Si esta capacidad de sobrecarga permanente se asume de 20%, la máxima transferencia del enlace por concepto N-1 de transformación sería de 900 MVA, al menos hasta que entre en servicio el tercer transformador, estimado para el año o En los escenarios que presentan un SING excedentario de generación, esto es, con transferencias desde el SING hacia el SIC (y hacia el SADI), los problemas de subtensión en la zona sur-cordillera disminuyen debido al mayor número de 2 SADI: Sistema Argentino de Interconexión. 3 SIC: Sistema Interconectado Central UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 13 de 124

14 máquinas convencionales despachadas y regulando tensión en el SING. Sin perjuicio de lo anterior, este problema comienza a incrementarse nuevamente toda vez que las centrales ERNC 4 desplacen generación convencional en el SING, en particular, centrales que suministran potencia a la zona sur-cordillera, por ejemplo: Kelar y GasAtacama, u otras ubicadas en las subestaciones Angamos y Chacaya, considerando además que los polos de generación ERNC se encuentran mayoritariamente en las zonas norte y centro del SING, y en menor medida, en la zona sur-cordillera. o En los escenarios que presentan un SING deficitario de generación, esto es, con inyecciones de potencia desde el SIC hacia el SING, los montos máximos de transferencia por el enlace SIC-SING se ven restringidos por el bajo nivel de tensión en barras de la zona sur-cordillera del SING, por ejemplo: Lagunas Seca 220 kv, Escondida 220 kv, Nueva Zaldívar 220 kv, Domeyko 220 kv, OGP1 220 kv, etc. Esto se explica por el motivo expuesto en el punto anterior. Año 2021: o Se evidencian los mismos problemas analizados al 2018, pero con mayor intensidad: Problemas de sobrecarga en el corredor O Higgins-Domeyko frente a la salida de servicio de una de las líneas que lo conforman, y de otras líneas presentes en la zona sur-cordillera del SING. En los escenarios que presentan un SING deficitario de generación, esto es, con inyecciones de potencia desde el SIC hacia el SING, los montos máximos de transferencia por el enlace SIC-SING se ven restringidos por el bajo nivel de tensión en barras de la zona sur-cordillera del SING, por 4 ERNC: Energías Renovables No Convencionales UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 14 de 124

15 ejemplo: Laguna Seca 220 kv, Escondida 220 kv, Nueva Zaldívar 220 kv, Domeyko 220 kv, OGP1 220 kv, etc. Estos bajos niveles de tensión se presentan frente a contingencias en varias líneas de transmisión, destacándose contingencias en la Línea 1x220 kv O Higgins-Domeyko y en la Línea 1x220 kv O Higgins-Farellón, debido a la falta de potencia reactiva en la zona sur-cordillera y los altos niveles de demanda en esa misma zona. o Se evidencian sobrecargas en uno de los circuitos de la Línea 2x220 kv Encuentro- Nueva Crucero Encuentro toda vez que el circuito paralelo sale de servicio, considerando una capacidad térmica de 500 MVA por circuito. De esta forma, este corredor no estaría cumpliendo criterio N-1 en transmisión cuando las transferencias por el enlace SIC-SING van en dirección desde SIC hacia el SING. Así, las transferencias se verían limitadas por esta situación, por lo que se requieren realizar estudios específicos orientados a reforzar el corredor en comento, o la aplicación de planes de defensa contra contingencias específicas en él. Esta situación también es advertida en el Informe Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING, versión de septiembre de 2015, en la cual se recomiendan ampliaciones para mitigar los efectos nocivos que conlleva ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A CONTINGENCIA DE SEVERIDAD 9 En todas las contingencias en análisis se observa un déficit de potencia reactiva en la zona sur-cordillera, lo que se evidencia en los valores de tensión que alcanza la barra Laguna Seca 220 kv frente a una falla de severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Nueva Zaldívar. Para contingencias de severidad 9 en S/E Domeyko, se espera una desconexión de consumo en el SING que puede llegar a casi 400 MW, cuyos efectos en la frecuencia se ven acotados debido al aporte del SADI y del SIC en el Control Primario de Frecuencia (CPF) UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 15 de 124

16 Las contingencias de severidad 9 en la barras de S/E Andes, no evidencia problemas mayores a los detectados en las demás barras en análisis, para una condición de exportación de 250 MW en dirección SING a SADI, y para transferencias nulas en el enlace. Si bien la interconexión entre el SING y el SADI permite que este último colabore con el CPF frente a fallas que ocurran en el SING, se recomienda que se desarrollen análisis que contemplen el caso inverso, vale decir, cómo actúan las máquinas del SING frente a fallas en el SADI, específicamente desconexiones de generación o consumo. Cabe señalar que el presente estudio no contempló limitaciones en las transferencias de la línea de interconexión SING-SADI adicionales al límite térmico de dicha instalación, tales como ajustes de protecciones u otros. Se observan oscilaciones en las frecuencias de los tres sistemas interconectados: SING, SIC y SADI, tras la ocurrencia de ciertas contingencias al llevar a cabo simulaciones en régimen transitorio. Por ello, se recomienda realizar un análisis modal de la interconexión SIC-SING, considerando al SADI en servicio UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 16 de 124

17 2. CONTEXTO DEL ESTUDIO El presente informe nace con el propósito de complementar los resultados contenidos en el EIST 2014, incorporando como escenario topológico de interés, la interconexión proyectada para los años 2018 y 2021 entre el SING y el SIC. Además, y en virtud del Decreto de Exportación de Energía Eléctrica desde el SING hacia el SADI a través de la Línea 345 kv Andes-Salta existente, publicado el día 19 de junio de 2015, se considera también la interconexión SING-SADI en cada uno de los escenarios del presente estudio, cuyos resultados han sido obtenidos para los años de estudio mencionados, esto es, 2018 y La interconexión SIC-SING ha sido materia de estudio por diversos analistas de la industria eléctrica, cuyo enfoque principal es visualizar el impacto sistémico a nivel de tensiones, nivel de cargabilidad en líneas de transmisión y transformadores de poder, y comportamiento de la frecuencia eléctrica, no obstante, es relevante conocer además el estado técnico actual y proyectado de las instalaciones del SING, y en mayor medida, aquellas que se encuentran próximas a la zona de impacto de la citada interconexión, para prever con anticipación las medidas mínimas que deban adoptarse para enfrentar y/o mitigar situaciones inseguras ocasionadas por la ocurrencia de una condición de falla bajo el escenario topológico de interés. Bajo este contexto, el presente estudio se orienta al análisis en régimen estático y transitorio del sistema de transmisión del SING en 220 kv, considerando los escenarios de interconexión ya indicados, la expansión de la infraestructura eléctrica y la incorporación de nuevos proyectos de generación y consumo, tanto en el SING como en la zona norte del SIC (entre las subestaciones Polpaico y Cardones). Para su desarrollo, se ha considerado la metodología de trabajo y criterios de evaluación presentados en el EIST 2014, y que son presentados resumidamente en el presente documento, permitiendo identificar, mediante los resultados obtenidos, lo siguiente: Instalaciones del SING cuyos interruptores de poder y transformadores de corriente presentan estados subestándares frente a condiciones de falla UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 17 de 124

18 Factibilidad de operar el enlace de interconexión SIC-SING al año 2018 y 2021 utilizando las máximas 5 transferencias posibles, analizando a su vez los grados de utilización de elementos serie y el nivel de tensión en instalaciones del SING para escenarios de operación normal y contingencia N-1. En los casos que se determinen limitaciones en las transferencias entre los sistemas SIC-SING, se recomiendan posibles soluciones que sirvan para mitigar estas limitantes. Factibilidad de operar el enlace de interconexión SING-SADI, considerando exportaciones de 250 MW en dirección SING a SADI. En los casos que se determinen limitaciones en el SING para el nivel de transferencia mencionado, se analiza el sistema con transferencias nulas en el enlace, y se indican posibles soluciones que permitan incrementar los niveles de transferencia de exportación. Adicionalmente, se analiza el comportamiento del SING frente a la ocurrencia de una contingencia de severidad 9 en las barras de 220 kv de las subestaciones Nueva Zaldívar y Laberinto, escogidas por ser instalaciones que presentaron condiciones de riesgo de cumplimiento del Artículo 3-24 de la NTSyCS en los análisis desarrollados en el EIST Además, se incorporan al análisis del presente estudio, las barras de las subestaciones Andes y Domeyko, por encontrarse eléctricamente cercanas a la zona de interconexión SIC-SING y SING-SADI, y poseer una gran incidencia de líneas relevantes para la zona sur-cordillera del SING. El resto de las barras en 220 kv han sido analizadas en otros estudios CDEC-SING, y seguirán siendo estudiadas conforme sea necesario. Para efectos del análisis de resultados, no se considera incumplimiento normativo la utilización de Recursos Adicionales para el Control de Contingencias tras la salida de servicio de barras existentes del SING tras una contingencia de severidad 9, condición que no aplica para nuevas subestaciones, esto es, la actuación de esquemas de desprendimiento de carga u otros, tras la desconexión de la barra en cuestión y sus paños incidentes. 5 Máxima transferencia determinada a partir de los análisis sistémicos estáticos y de severidad UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 18 de 124

19 Una vez obtenidos los resultados de dichos análisis, se realiza un diagnóstico asociado a las mejoras y/o refuerzos que el sistema de transmisión del SING en 220 kv requiere para los años 2018 y UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 19 de 124

20 3. INTRODUCCIÓN La operación de todo sistema eléctrico de potencia depende en gran medida de la condición o estado de los elementos que lo conforman y de las variaciones topológicas que éste experimenta como consecuencia del desarrollo eléctrico del país. Esto último está asociado tanto a la incorporación de nuevas tecnologías de generación, donde ha adquirido relevancia la alta inserción de ERNC, y la expansión de los sistemas de transmisión producto del ingreso de nuevos proyectos de generación y de consumo. En virtud de lo expuesto, es fundamental detectar los componentes existentes en el sistema eléctrico que presenten una degradación de sus características de diseño debido principalmente a su antigüedad, y cuya obsolescencia se acrecienta al sobrepasar sus especificaciones de fabricación. La evaluación de los recursos disponibles en el sistema de transmisión y la previsión del comportamiento de estos equipos frente a una condición de falla, permiten tomar medidas oportunas, orientadas a resguardar la integridad de las instalaciones del SING. El estudio se orienta principalmente a analizar el comportamiento del sistema de transmisión en 220 kv del SING en régimen estático y transitorio, considerando la interconexión con el SIC y el SADI. El presente informe entrega un reporte de la condición del sistema de transmisión del SING en 220 kv para los años 2018 y 2021, y las principales medidas para subsanar y/o reforzar las instalaciones, minimizando las situaciones de vulnerabilidad que sean detectadas UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 20 de 124

21 4. OBJETIVOS El informe tiene por objetivo evaluar el desempeño del sistema de transmisión del SING en 220 kv frente a una condición de falla, desde el punto de vista estático y transitorio, para un escenario de interconexión SIC SING SADI, en un horizonte de análisis que comprende los años 2018 y El cálculo de cortocircuitos para el análisis en régimen estático y la definición de criterios establecidos en función a sus condiciones de operación, permite evaluar si los transformadores de corriente y los interruptores de poder existentes en las instalaciones de 220 kv del SING pueden continuar siendo utilizados en forma segura bajo un escenario de interconexión entre el SING y el SIC, sin transgredir los límites de diseño nominales. Para ello, se realiza un análisis de capacidad de los interruptores de poder y del límite de saturación en función del burden nominal y conectado, para los transformadores de corriente que pertenecen a los Sistemas de Protecciones. Además, se evalúa el comportamiento del SING en condición N y N-1 a través de un análisis de contingencias simples en cada una de las líneas de transmisión en 220 kv y los proyectados transformadores con relación 500/220 kv del SING. Se verifica que las tensiones del sistema se encuentren dentro de los rangos definidos en la NTSyCS y que los elementos series del sistema de transmisión no sobrepasen sus capacidades nominales tras la ocurrencia de una contingencia simple, verificando el cumplimiento de los Artículos 5-24, 5-28 y 5-31 de la NTSyCS. En caso de no cumplir la normativa, el presente documento identifica los problemas y propone soluciones a nivel general, las que deberán ser determinadas con detalle en estudios específicos que serán desarrollados posteriormente. Finalmente, se analiza el impacto en régimen transitorio de una contingencia de severidad 9 y su posterior despeje en cada una de las barras de las subestaciones Nueva Zaldívar y Laberinto 220 kv, las que representan una condición de riesgo según los resultados del EIST 2014 para los años 2015 y 2017 que fueron analizados en dicha oportunidad, y se adicionan las barras de las subestaciones Andes y Domeyko por estar en una vecindad del SING deficitaria en recursos de reactivos. Luego, se verifica el cumplimiento del Art de la NTSyCS vigente, es decir, garantizar 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 21 de 124

22 que la configuración de barras permite despejar la ocurrencia de una falla de severidad 9 sin propagarse, utilizando los Recursos Generales de Control de Contingencias disponibles en el sistema. Al respecto, es importante mencionar que en virtud del objetivo principal del presente documento, esto es, evaluar y diagnosticar el estado del equipamiento primario y sistema de transmisión del SING en 220 kv en el contexto de la interconexión SIC-SING, el análisis de severidad 9 se remite a las barras antes mencionadas. El mismo análisis para otras barras del SING que no hayan sido analizadas en el EIST 2014 ni en el presente estudio, se ha desarrollado en parte en otros estudios CDEC-SING, y las restantes, serán analizadas posteriormente, dejando de manifiesto que no se considera como incumplimiento normativo que la salida de servicio de una barra existente junto a sus paños incidentes gatille la operación de automatismos de desprendimiento de generación o consumo en el sistema, situación que no aplica para nuevas subestaciones que se pongan en servicio en el futuro UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 22 de 124

23 5. ALCANCE Definir la metodología de trabajo, escenarios topológicos de operación, casos de generación, tipos de falla y contingencias relevantes, criterios de estudio y puntos o líneas de interés para los diferentes análisis, según los problemas y restricciones operacionales que se advierten en el SING. Desarrollar una Base de Datos (BD) para el estudio, considerando que el horizonte de los análisis corresponde a los años 2018 y La BD ha sido construida considerando como referencia la BD Digsilent Power Factory del SING en versión vigente a febrero de 2015, la que es interconectada con las bases de datos de las instalaciones del sistema eléctrico SIC, en versión vigente a mayo de 2015, con la BD del SADI proporcionada por AES Gener en versión marzo del 2015, y con la BD de la Línea de Interconexión SIC-SING que será desarrollada por GDF Suez. Realizar un análisis de cortocircuito conforme con el Anexo Técnico N 1: Cálculo del nivel máximo de cortocircuito, considerando la simulación de cortocircuitos trifásicos, monofásicos, bifásicos y bifásicos a tierra sobre todas las subestaciones pertenecientes al sistema de transmisión en 220 kv. Se registran los niveles de corriente de cortocircuito simétrica inicial,, tanto en las barras de las subestaciones como los aportes efectivos por cada uno de los paños de línea y de transformador, incidentes a las subestaciones analizadas. Determinar si el nivel de saturación de los transformadores de corriente, en función de su clase de precisión y burden, y la capacidad de ruptura de los interruptores de poder para la totalidad de las instalaciones en 220 kv del SING, es la adecuada para el nivel de cortocircuito al que estarán expuestos, considerando el sistema eléctrico proyectado a los años 2018 y La misma situación para el sistema eléctrico proyectado a los años 2015 y 2017 fue analizada en el EIST UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 23 de 124

24 Analizar el comportamiento del SING frente a escenarios que contemplen altos niveles de utilización del enlace de interconexión SIC-SING en el año 2018 y En caso que esta transferencia sea inferior a la potencia nominal de diseño, declarada en 1500 MW, se identifican las instalaciones que limitan la máxima transferencia a nivel sistémico y el escenario operacional en el que se presenta. Lo anterior, considerando una condición de operación normal y tras contingencia simple según criterio N-1. Realizar un análisis en régimen estático y transitorio para evaluar el comportamiento del SING tras la ocurrencia de una contingencia de severidad 9, y su posterior despeje, en cada una de las barras en 220 kv de las subestaciones Laberinto, Nueva Zaldívar, Andes y Domeyko. Las dos primeras escogidas por presentar condición de riesgo en los análisis desarrollados en el EIST 2014, y las dos restantes por encontrarse ubicadas aledañas a la zona de interconexión con el SIC. Presentar un diagnóstico orientado a mejorar el estado de las instalaciones que presentan una condición subestándar desde el punto de vista estático y transitorio, incumpliendo las exigencias dispuestas en la NTSyCS UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 24 de 124

25 6. ANTECEDENTES Para el desarrollo de este informe se ha utilizado la siguiente documentación técnica: Estudio de Integridad 2014, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio > Informes y Estudios > Estudios CDEC. Base de datos del SING en formato Digsilent Power Factory, versión vigente a febrero de 2015, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio > Datos del SING > Instalaciones del SING > Base de Datos del SING. Base de datos del SIC en formato Digsilent Power Factory, versión vigente a mayo de 2015, disponible en el sitio web del CDEC-SIC, menú Inicio > Informes y Documentos > Información Técnica > Base de Datos Digsilent. Base de datos del SADI en formato Digsilent Power Factory, versión proporcionada por AES Gener en marzo de Base de datos de la Línea de Interconexión SIC-SING en formato Digsilent Power Factory, versión proporcionada por GDF Suez en abril de Proyección de demanda máxima coincidente en el SING y despachos de generación esperados para los años 2018 y 2021, considerando la previsión de demanda informada por los Coordinados, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio > Informes y Estudios > Informes de Planificación > Proyecciones de Largo Plazo. Plan de Obras del SING , considerado en el Informe CDEC-SING Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING, versión de abril de UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 25 de 124

26 Plan de Obras del Sistema de Transmisión Troncal (STT) del SING , contenido en el Informe Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal. Periodo , Resolución Exenta N 96, marzo de Información técnica de interruptores de poder y transformadores de corriente, contenida en el EIST Además, para el caso de los transformadores de corriente, se actualizó la información considerando aquella recibida por parte de los Coordinados para la realización del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones (EVCP) Etapa VI, CDEC-SING, año Información técnica de transformadores de corriente contenida en el Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones (EVCP) Etapa VI, CDEC-SING, año UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 26 de 124

27 7. MARCO NORMATIVO Para la realización del presente estudio, se ha considerado tanto la normativa nacional vigente, como también estándares internacionales relacionados, entre los que destacan: NTSyCS, 2015 : Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, versión de junio de 2015, emitida mediante Resolución Exenta N 297 del 08 de junio de ANSI/IEEE C : Standard for Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations. ANSI/IEEE C : Standard Requirements for Instrument Transformers. IEC , 2001 : Short-Circuit current in three-phase a.c. systems. IEC , 2003 : Current Transformers. IEC , 1992 : Requirements for protective current transformers for transient performance. IEC , 2008 : High-voltage switchgear and controlgear UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 27 de 124

28 8. METODOLOGÍA DE TRABAJO La metodología se orienta al cumplimiento de los objetivos planteados en la sección 4 del presente documento. El marco de trabajo contempla la definición de los escenarios topológicos de operación, casos de generación, tipos de falla analizadas, contingencias relevantes y las bases generales con las que se realiza la modelación del sistema eléctrico de interés BASE DE DATOS (BD) El sistema eléctrico de la interconexión se representa en formato Digsilent Power Factory, en la cual se integran las bases de datos proyectadas al año 2018 y 2021, citadas en la sección 5 de este documento. A continuación se presenta el proceso de integración de las Bases de Datos individuales del SING, del SIC, del SADI y de la Línea de Interconexión SIC-SING que desarrollará GDF Suez EXPANSIÓN BD SING En primer lugar, se modelan en Digsilent las obras futuras del SING en la BD de este sistema de transmisión, versión febrero de 2015, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio > Datos del SING > Instalaciones del SING > Base de Datos del SING. Para ello, se crean distintos Casos de Estudio (Study Cases) desde el año 2015 actual, hasta el año 2021, uno por año, lo que corresponde a 7 Casos de Estudio en total. A su vez, a cada Caso de Estudio se le asocia una Variación Topológica (Variations) que incorpore las nuevas obras que se espera entren en servicio para cada año y, al menos, un Escenario de Operación (Operation Scenarios). De esta forma, se genera la estructura de Base de Datos que se presenta en la Figura UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 28 de 124

29 Figura 8.1: Estructura BD SING, con expansión desde el 2015 al El detalle de cada una de las obras de expansión del SING modeladas de forma explícita en la Base de Datos, ya sea de generación (convencional y ERNC), de transmisión y de consumo, se presenta en la sección 8.3 de este documento UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 29 de 124

30 INTEGRACIÓN BD SING, SIC, SADI Y LÍNEA INTERCONEXIÓN SIC-SING En la Figura 8.2 se presenta la preparación del proceso de integración de las Bases de Datos. Se carga por separado cada Base de Datos independiente: SING, SIC, SADI, Línea SIC-SING, y en rojo se observa la nueva Base de Datos obtenida a través del proceso de integración. Figura 8.2: BD SING, SIC, SADI y Línea SIC-SING, utilizadas para generar BD integrada. En primer lugar, se unen las Bases de Datos del SING y del SIC, a las que se le asigna el número 1 y 2, respectivamente. A esa Base de Datos resultante, se le une la Base de Datos del SADI, la que se asigna con número 3, y finalmente, se une la Base de Datos de la Línea de Interconexión SIC- SING asignada con el número 4. La estructura final de la Base de Datos integrada se presenta en la Figura 8.3. Posteriormente, se lleva a cabo la interconexión eléctrica de las distintas Bases de Datos, considerando además los planes de obra futuros de cada sistema UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 30 de 124

31 Figura 8.3: Estructura de datos de la BD integrada UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 31 de 124

32 Ang amo s B2 Ang amo s B1 Kelar BT Angamos -Kapatur #1 Angamos -Kapatur #2 Kelar BP Kapatur- Laberinto #1 220 k V Kelar-Kapatur C k V Kelar-Kapatur C 2 Kapatur- Laberinto #2 220 k V R. Laberinto -Laberinto.C2 220 k V R. Laberinto -Laberinto.C1 O'Higgins 220 GIS - BP O'Higgins 220 GIS - BT 220 kv Kapatur-O'Higgins C1 Los Changos kv Kapatur-O'Higgins C2 Laberinto 220 kv B1 Laberinto 220 kv B2 Los Changos T1 525 / MVA(1 ) L os C h a ng os T / MVA L os C h a ng os T / MVA 220 kv Los Changos-Kapatur C1 220 kv Los Changos-Kapatur C2 Los Changos 500 Kap atur BP1 Kap atur BP2 SIC Reactor Barra Changos 500 kv 1x155 BB2 BB1 Reactor Chang-Cum 500 kv 1x145 2 Reactor Chang-Cum 500 kv 1x145 1 Reactor Chang-Cum 500 kv 1x145 4 Reactor Chang-Cum 500 kv 1x145 3 BB2 BB1 Reactor Barra Cardones 500 kv 1x155 BB2 BB1 Maitencillo-Cardones 500 kv C1 Maitencillo-Cardones 500 kv C2 CDEC-SING C0079/ MODELACIÓN DE OBRAS EN BD INTEGRADA Se modelan explícitamente las siguientes obras: Obras de interconexión SIC-SING, cuyo detalle se presenta en la sección 8.2 de este documento. INTERCONEXIÓN SIC-SING J1 J2 K1 K2 J1 J2 K1 K2 Nodes Branches Project: Graphic: Interconexion Figura 8.4: BD integrada, modelación de la interconexión SIC-SING. Obras de transmisión y generación proyectadas para el SING, cuyo detalle se presenta en la sección 8.3 de este documento. Se modelan las configuraciones de S/E explícitamente. Sistema de Transmisión en 500 kv del SIC Norte, comprendido entre las SS/EE Polpaico y Cardones, y que considera las siguientes líneas (modeladas con sus respectivas compensaciones serie y paralelo 6 ): o Línea 2x500 kv Polpaico-Nueva Pan de Azúcar o Línea 2x500 kv Nueva Pan de Azúcar-Nueva Maitencillo 6 Los valores de los condensadores y reactores que sirven como compensación serie y paralelo, fueron obtenidos desde el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto Plan de Expansión Chile LT 2x500 kv Cardones - Polpaico": UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 32 de 124

33 ZZ Solar.. ZZ Solar.. ZZ Solar.. ZZ Solar.. ZZ Solar.. ZZ Guanac.. ZZ Solar.. Polpaico-Pan de Azúcar 500 kv C1 ZZ Cardon.. ZZ Cardon.. Polpaico-Pan de Azúcar 500 kv C2 ZZ Solar.. Pan de Azúcar-Maitencillo 500 kv C1 ZZ Cardon.. Pan de Azúcar-Maitencillo 500 kv C2 ZZ Solar.. Maitencillo-Cardones 500 kv C1 ZZ Solar.. Maitencillo-Cardones 500 kv C2 ZZ Cumbre.. ZZ Cumbre.. Reactor Barra Cardones 500 kv 1x155 CDEC-SING C0079/2015 o Línea 2x500 kv Nueva Maitencillo-Nueva Cardones IB J Cumbres 220 kv ZZ Seccionamiento C. Pinto J BB2 BB1 J1 J2 K1 K2 BB2 BB1 G ~ G ~ G ~ G ~ G ~ J1 J1 J2 K1 K2 B0.1 B0.0 J1 J2 K1 K2 J2 J2 J1 J2 J1 J2 K1 K2 Nodes Branches Figura 8.5: BD integrada, modelación del SIC Norte. Obras de interconexión SING-SADI existentes, a través de la Línea 1x345 kv Andes-Salta UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 33 de 124

34 Andes 220 Andes 345/220/23 kv N 1 And es 2 3 # 1 Andes 345/220/23 kv N 2 And es 2 3 # 2 Andes 345/220/23 kv N 3 And es 2 3 # 3 Andes 345 Condens ador Serie Andes 1 /2 I/S Condens ador Andes Andes R eactor Shunt 345 R. Andes 345 kv 345 k V Central Salta-Andes R. Salta 345 kv Salta 345 k V R eac tor Salta-Salta SADI trf_8007_8931_1 trf_8120_8931_1 trf_8120_8622_1 SG ~ sym_8622_1 lne_8007_8008_1 trf_8007_8934_2 trf_8120_8934_2 trf_8120_8623_2 shnt_8007_8009_1 SG ~ sym_8623_2 shntswt_8007_1 shntswt_8007_2 shnt_8007_8000_1 trf_8120_8624_1 SG ~ sym_8624_1 lne_8000_8007_1 lne_8007_8009_1 CDEC-SING C0079/2015 INTERCONEXIÓN SING-SADI 8008 JUANCIT COBOS 8009 MQUEM-C COBOS 8000 BRACHO Figura 8.6: BD integrada, modelación de la interconexión SING-SADI DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES TOPOLÓGICAS DE OPERACIÓN La topología de operación considera dos (2) condiciones como base, las que han sido definidas en función de la puesta en servicio de las obras de transmisión asociadas a la Interconexión SIC- SING ; declaradas en el Plan de Expansión , emitido en marzo de 2015 a través de la Resolución Exenta N 96, e indicadas a continuación: Topología 1 Año 2018: Esta condición topológica, considera las siguientes obras: o o o o o o S/E Los Changos 500/220 kv S/E Nueva Cardones 500/220 kv Línea 2x500 kv Los Changos-Cumbres Línea 2x500 kv Cumbres-Nueva Cardones Línea 2x220 kv Los Changos-Kapatur 2 Autotransformadores 750 MVA 500/220 kv en S/E Los Changos Topología 2 Año 2021: Esta topología contiene las siguientes obras principales: o o o o Ampliación S/E Nueva Crucero Encuentro 500/220 kv Línea 2x500 kv Los Changos - Nueva Crucero Encuentro 2 Autotransformadores 750 MVA 500/220 kv en S/E Nueva Crucero Encuentro 1 Autotransformador 750 MVA 500/220 kv en S/E Los Changos 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 34 de 124

35 8.3. PLAN DE EXPANSIÓN DEL SING DEMANDA Para efectos del presente estudio, las simulaciones se realizan considerando un nivel de demanda máxima coincidente del SING, utilizando para ello las previsiones de demanda de los Coordinados. Los consumos de mayor relevancia, adicionales a los que se presentan en la actualidad y que se espera entren en servicio en el SING, son los siguientes: Minera Chuquicamata Subterránea: o 28 MW al año 2019, y o 100 MW al año Proyecto EWS (Escondida Water Supply) de MEL: o 54 MW al año 2016, y o 200 MW al año Minera Esperanza: o 200 a 350 MW desde el año 2018, y Al respecto, cabe mencionar que los consumos de las mineras Esperanza y El Tesoro se modelan anillados, es decir, alimentados desde las SS/EE Encuentro y El Cobre. Minera Quebrada Blanca Fase II: o 15 MW al año 2017 y finaliza su autogeneración, alcanzando cerca de 30 MW, y o 325 MW al año Nueva Concentradora en Minera Radomiro Tomic: o 110 MW al año 2018, y Minera Spence: o 136 MW entre los años 2019 y UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 35 de 124

36 Minera Zaldívar: o 110 MW al año 2019, y 2021 A nivel general, la máxima demanda coincidente del SING, estimada entre los años 2015 y 2021, se presenta en la Tabla 8.1 y en la Figura 8.7. Tabla 8.1: Demanda máxima coincidentes proyectada del SING. Demanda SING Año Demanda Máxima [MW] Demanda SING - Máxima coincidente Figura 8.7: Evolución de la demanda máxima del SING. Los datos de proyección de demanda utilizados para los otros sistemas (SIC y SADI), son: SIC: Proyección de demanda informada en Informe de Precio de Nudo de Corto Plazo de Abril 2015, CNE UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 36 de 124

37 SADI: Por el gran tamaño de este sistema (en relación al SING y al SIC), y dado que la zona cercana a la interconexión con el SING no presenta cambios topológicos sustanciales, no se consideran crecimientos relevantes en este sistema GENERACIÓN Las centrales generadoras, tanto convencionales como ERNC, consideradas para el desarrollo del presente estudio, corresponden a aquellas declaradas en construcción de acuerdo a la Resolución Exenta N 312 emitida por la Comisión Nacional de Energía (CNE). Tabla 8.2: Proyectos de generación del SING. Nombre Tecnología Barra conexión Potencia máxima [MW] Fecha PES (*) San Pedro de Atacama III Solar PV Calama La Huayca 2 Solar PV Pozo Almonte Calama Sur Solar PV Calama San Pedro de Atacama II Solar PV Calama Andes Solar Solar PV Andes Pampa Camarones 1 Solar PV Vítor Uribe Solar Solar PV Uribe Quillagua 1 Solar PV Crucero Arica Solar 1 Solar PV Parinacota Arica Solar 2 Solar PV Parinacota San Pedro de Atacama I Solar PV Calama San Pedro de Atacama IV Solar PV Calama Cochrane 1 Carbón Cochrane Quillagua 2 Solar PV Crucero Laberinto Solar Solar PV Laberinto Crucero Oeste Solar PV Encuentro Cochrane 2 Carbón Cochrane Kelar TG1+0.5TV GNL Kapatur Kelar TG2+0.5TV GNL Kapatur Crucero Este Solar PV Encuentro Planta Solar Cerro Dominador Termosolar CSP Encuentro Quillagua 3 Solar PV Crucero IEM 1 Carbón Kapatur (*) PES = Puesta En Servicio El despacho de unidades generadoras del SING para cada uno de los escenarios analizados en el presente estudio, se detalla en el Anexo B UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 37 de 124

38 TRANSMISIÓN En la presente sección se mencionan las proyectadas obras de transmisión de mayor relevancia en el SING, las que además se presentan entre la Figura 8.8 a la Figura Nuevas instalaciones de transmisión Además de las obras de transmisión asociadas a la interconexión SIC-SING, detalladas en la sección 8.2 del presente documento, destacan las siguientes obras de transmisión proyectadas en el SING: Línea 2x220 kv Cochrane-Encuentro Línea 2x220 kv Kelar-Kapatur Línea 2x220 kv Atacama-Miraje (actual Línea 2x220 kv Atacama-Encuentro seccionada en S/E Miraje) Línea 2x220 kv Kapatur-O Higgins Línea 2x220 kv Angamos-Kapatur (actual Línea 2x220 kv Angamos-Laberinto seccionada en S/E Kapatur) Línea 2x220 kv Kapatur-Laberinto (actual Línea 2x220 kv Angamos-Laberinto seccionada en S/E Kapatur) Línea 2x220 kv Atacama-O Higgins (actual Línea 2x220 kv Atacama-Domeyko seccionada en S/E O Higgins) Línea 1x220 kv O Higgins-Farellón (actual Línea 2x220 kv Atacama-Domeyko) Línea 1x220 kv Farellón-Chimborazo (actual Línea 2x220 kv Atacama-Domeyko) Línea 1x220 kv Chimborazo-Domeyko (actual Línea 2x220 kv Atacama-Domeyko) Línea 1x220 kv O Higgins-Puri (actual Línea 2x220 kv Atacama-Domeyko) Línea 1x220 kv Puri-Domeyko (actual Línea 2x220 kv Atacama-Domeyko) Línea 2x220 kv Encuentro-Lagunas Los parámetros utilizados en la modelación de las líneas de transmisión listadas se detallan en la Tabla UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 38 de 124

39 Tabla 8.3: Parámetros utilizados para modelar líneas proyectadas del SING. Línea de Transmisión Longitud N de Parámetros por circuito [Ω/km] Inom [ka] [km] circuitos R1 X1 R0 X0 Cochrane-Encuentro ,838 0,0256 0,2868 0,2714 1,0761 Kelar-Kapatur ,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853 Atacama-Miraje ,645 0,0478 0,3018 0,3089 1,0507 Kapatur-O'Higgins ,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853 Angamos-Kapatur ,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853 Kapatur-Laberinto ,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853 Atacama-O'Higgins ,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431 O'Higgins-Farellón ,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431 Farellón-Chimborazo ,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431 Chimborazo-Domeyko ,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431 O'Higgins-Puri ,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431 Puri-Domeyko ,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431 Encuentro-Lagunas ,761 0,0994 0,4115 0,2894 1,3066 Cambios topológicos en subestaciones Adicionalmente, y de acuerdo a lo estipulado en el Decreto Exento N 201/2014, varios paños actualmente conectados en S/E Crucero serán redirigidos y conectados a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro, de acuerdo a la disposición física que se presenta en la Figura 8.8. Tocopilla C1 Lagunas C2 Lagunas C1 Chuquicamata Salar Laberinto C2 Laberinto C1 Tocopilla C2 Encuentro C1 Crucero C2 Crucero C1 Encuentro C2 Figura 8.8: Disposición de paños en S/E Nueva Crucero Encuentro UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 39 de 124

40 144 km Capricornio Mantos Blancos 50 km 16 km 70 km 153 km Norgener 20 km Encuentro 2,5 km Crucero Miraje Cochrane 2,5 km Chacaya Mejillones 1.3 km Enlace 31 km 102 km 133 km 15 km Kelar 153 km Kapatur Angamos 1 km 2xACAR 1200 MCM 2x km Nueva Crucero Encuentro 133 km El Cobre 32 km 1xAAAC Flint 1x220 Coloso O Higgins Domeyko 74 km Bombeo 2 20 km Llanos 0.3 km Palestina Bombeo 3 Bombeo 4 35 km 29 km 24 km 19 km Atacama 75 km 85 km Chimborazo 49 km 77 km 35 km Farellón 75 km Puri 24 km 220 kv 500 kv 3 km 1 km 417 km 1 km 2xACAR 1200 MCM 2x220 Los Changos Sulfuros Cumbres SIC 127 km 13 km 95 km 28 km 73 km Laberinto 38 km 63 km Andes 220 kv 3 km Nueva Zaldívar TermoAndes 345 kv 408 km L. Seca Óxidos SVC Escondida 7 km 14 km Zaldívar 15 km OGP1 28 km SADI Figura 8.9: SING zona sur-cordillera, obras existentes y proyectadas (en verde para 220 kv y azul para 500 kv) UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 40 de 124

41 Tarapacá Lagunas Crucero Encuentro Miraje Atacama 220 kv 500 kv Nuevas obras previstas Laberinto O Higgins Nueva Crucero Encuentro Proyecto Interconexión SING-SIC ATR1: 750 MVA + 1 Unidad reserva ATR2 : 750 MVA + 1 Unidad reserva Kapatur Los Changos 1500 MW 140 km 1500 MW 3 km ATR1:750 MVA + 1 unidad de reserva Cumbres R R 145 MVAr 145 MVAr CS: 32,5% CS: 32,5% CS: 55% Nueva Cardones R R 90 MVAr 90 MVAr Maitencillo Pan de Azúcar Polpaico TEN 750 MVA 750 MVA R 145 MVAr (*) Capacidad de compensación serie y shunt corresponde a lo informado por TEN a CNE en Enero R 145 MVAr R 90 MVAr R 90 MVAr 1500 MW 1500 MW R 417 km 208 km R 155 MVAr 155 MVAr 500/220 kv 750 MVA 1200 MVA Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Nueva Diego de Almagro Figura 8.10: Proyecto de interconexión SIC-SING según Res. Ext N UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 41 de 124

42 Figura 8.11: Ubicación geográfica de la línea de interconexión SIC-SING UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 42 de 124

43 8.4. DEFINICIÓN DE LOS CASOS DE GENERACIÓN En conformidad con los análisis que forman parte del alcance de este informe, se han definido tres (3) casos de generación, considerando como condición base para todos ellos, la operación interconectada del SING con el SADI, exportando, en primera instancia, 250 MW desde el SING hacia el SADI, a través de la actual Línea 1x345 kv Andes-Salta. A continuación se presenta una descripción de cada caso de generación: Caso 1 - Parque generador completo. Considera la puesta en servicio de todas las instalaciones de los sistemas interconectados, esto es, unidades de generación, líneas de transmisión y transformadores de poder, con el objeto de obtener el mayor enmallamiento del sistema de transmisión. Lo anterior, con el objeto de inducir la mayor contribución de corriente de cortocircuito que permita verificar y dimensionar la capacidad de ruptura de interruptores de poder, conforme a lo estipulado en el Anexo Técnico N 1: Cálculo de nivel máximo de cortocircuito. Caso 2 Económico sin ERNC. Considera un despacho económico de las unidades generadoras del SING por orden de mérito según costos variables, sin despachar generación del tipo ERNC (plantas fotovoltaicas y eólicas). Cabe señalar, que este escenario es el de mayor exigencia para el cálculo de niveles de cortocircuitos en las barras del sistema. Caso 3 Económico con ERNC. Este caso considera un despacho económico de las unidades generadoras del SING, a través de un orden de mérito según costos variables, con despacho de generación ERNC a un factor de planta de 30% UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 43 de 124

44 A su vez, los casos de generación N 2 y N 3 presentarán las siguientes tres (3) variantes, con combinaciones que incluso podrán representar despachos no económicos, con la intención de cubrir una mayor cantidad de situaciones: Variante 1 Equilibrio SIC-SING. Considera transferencias nulas por el enlace de interconexión SIC-SING, es decir, ambos sistemas se encuentran equilibrados en oferta y demanda. Variante 2 SING Excedentario. Considera máxima transferencia por el enlace de interconexión SIC-SING en dirección SING SIC, lo que puede representar una condición de alta penetración ERNC en el SING y baja hidrología en el SIC. Variante 3 SING Deficitario. Considera máxima transferencia por el enlace de interconexión SIC-SING en dirección SIC SING, lo que puede representar una condición de nula penetración ERNC en el SING y alta hidrología en el SIC. Para los casos de generación 2 y 3 se considera una exportación SING SADI de 250 MW, a través de la Línea 1x345 kv Andes-Salta existente. Sólo en el análisis de comportamiento en régimen estático se realizan algunas contingencias considerando la interconexión SING-SADI fuera de servicio UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 44 de 124

45 8.5. DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN En función de las condiciones topológicas y casos de generación, se definen los siguientes escenarios: Año 2018 Escenario 1.1: Topología 1 / Caso 1. Año 2018, Parque generador completo Escenario 1.2: Topología 1 / Caso 2 Variante 1. Año 2018, Despacho económico sin ERNC y Equilibrio SIC-SING Escenario 1.3: Topología 1 / Caso 2 Variante 2. Año 2018, Despacho económico sin ERNC y SING Excedentario Escenario 1.4: Topología 1 / Caso 2 Variante 3. Año 2018, Despacho económico sin ERNC y SING Deficitario Escenario 1.5: Topología 1 / Caso 3 Variante 1. Año 2018, Despacho económico con ERNC y Equilibrio SIC-SING Escenario 1.6: Topología 1 / Caso 3 Variante 2. Año 2018, Despacho económico con ERNC y SING Excedentario Escenario 1.7: Topología 1 / Caso 3 Variante 3. Año 2018, Despacho económico con ERNC y SING Deficitario Año 2021 Escenario 2.1: Topología 2 / Caso 1. Año 2021, Parque generador completo Escenario 2.2: Topología 2 / Caso 2 Variante 1. Año 2021, Despacho económico sin ERNC y Equilibrio SIC-SING 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 45 de 124

46 Escenario 2.3: Topología 2 / Caso 2 Variante 2. Año 2021, Despacho económico sin ERNC y SING Excedentario Escenario 2.4: Topología 2 / Caso 2 Variante 3. Año 2021, Despacho económico sin ERNC y SING Deficitario Escenario 2.5: Topología 2 / Caso 3 Variante 1. Año 2021, Despacho económico con ERNC y Equilibrio SIC-SING Escenario 2.6: Topología 2 / Caso 3 Variante 2. Año 2021, Despacho económico con ERNC y SING Excedentario Escenario 2.7: Topología 2 / Caso 3 Variante 3. Año 2021, Despacho económico con ERNC y SING Deficitario Todos los escenarios indicados se realizan considerando una demanda máxima coincidente del SING, cuyos valores se pueden observar en la sección del presente documento. Además, para los sistemas SIC y SADI se utiliza la máxima demanda existente, y en el caso particular del SIC, ésta se incrementa de acuerdo a los factores de crecimiento estimados por la CNE. En la Tabla 8.4 se presentan los escenarios considerados para cada uno de los análisis desarrollados en este Informe. Tabla 8.4: Escenarios de Operación según el tipo de análisis efectuado. Escenarios de Operación Descripción del Análisis Cap. de ruptura de interruptores en 220 kv Saturación de TT/CC en 220kV Comportamiento en régimen estático N-1 Cumplimiento frente a contingencia Sev. 9 Escenario considerado en el análisis. Escenario no considerado en el análisis UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 46 de 124

47 8.6. DEFINICIÓN DE LOS TIPOS DE ANÁLISIS REALIZADOS a) Análisis de cortocircuito. El cálculo de cortocircuitos incluye la asimetría producto de la componente unidireccional (o continua) de la corriente de cortocircuito. Posteriormente, los resultados de este cálculo se utilizan para determinar si los interruptores de poder en 220 kv poseen suficiente capacidad de ruptura, y si los transformadores de corriente presentan niveles de saturación aceptables, de acuerdo a los criterios establecidos en el EIST 2014 y presentados resumidamente en el presente documento. Los escenarios sometidos al cálculo de cortocircuitos, han sido seleccionados en función del análisis que será realizado, conforme se indica en la Tabla 8.4. b) Análisis de comportamiento del sistema en régimen estático. Se realiza un análisis del comportamiento sistémico en régimen estático, con especial foco en las instalaciones que se conecten cercanas a la línea de interconexión SIC-SING. Bajo este contexto, se analiza: Comportamiento de tensión y análisis de capacidad de elementos serie de los sistemas, considerando operación normal (Caso Base), verificando el cumplimiento para estándares de Estado Normal, según lo indicado en la NTSyCS vigente. Comportamiento de tensión y análisis de capacidad de los elementos serie de los sistemas, considerando operación con contingencia simple (Condición N-1), verificando el cumplimiento de los Artículos 5-24, 5-28 y 5-31 de la NTSyCS vigente. c) Análisis de cumplimiento frente a contingencias de severidad tipo 9. El análisis completo realizado en el EIST 2014, estableció que una contingencia de severidad 9 en las barras de 220 kv en las SS/EE Nueva Zaldívar y Laberinto dejaban al SING en condición de riesgo por problemas de subtensión, luego éstas son analizadas en los escenarios de interconexión 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 47 de 124

48 para los años 2018 (Topología 1) y 2021 (Topología 2), de manera de clarificar si cambian o no su condición de riesgo. Además, dado que las interconexiones no incorporan grandes cambios topológicos en el SING, salvo en la zona sur-cordillera, el comportamiento del resto de las barras en 220 kv de las subestaciones analizadas en el EIST 2014, no presentan cambios significativos (por ejemplo, barras en las zonas norte y centro del SING), no obstante, en el presente documento, se adiciona el análisis para las barras en 220 kv de otras dos subestaciones: Andes y Domeyko, por la gran cantidad de paños de líneas de transmisión incidentes a ellas, y por encontrarse en una zona con déficit de reactivos y cercanas a las zonas de interconexión SIC-SING y SING-SADI UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 48 de 124

49 8.7. DEFINICIÓN DE LAS INSTALACIONES DE INTERÉS PARA LOS ANÁLISIS a) Para el análisis de cortocircuito. El estudio de cortocircuito se desarrolla sobre todas las barras en 220 kv del SING, y considera la contribución de todos los paños incidentes a ellas, ya sean líneas de transmisión o transformadores de poder. Los resultados del cálculo de cortocircuito en cada una de las barras consideradas, se presentan en el Anexo C, y los resultados de capacidad de ruptura de interruptores de poder y saturación de transformadores de corriente se presentan en el Anexo D. b) Para el análisis de comportamiento en régimen estático. Se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de contingencias simples en cada una de las líneas y transformadores del SING, energizados en 220 kv. Los resultados de simulación se guardan en las planillas que conforman el Anexo E. c) Para el análisis transitorio de cumplimiento frente a contingencias de severidad tipo 9. Las secciones de barra de interés para el análisis transitorio de cumplimiento frente a contingencias de severidad tipo 9 en línea con los objetivos del presente estudio, son: S/E Nueza Zaldívar 220 kv : Barra 1 y Barra 2. S/E Laberinto 220 kv : Barra A y Barra B. S/E Andes 220 kv : Barra 1 y Barra 2. S/E Domeyko : Barra 1 y Barra 2. La totalidad de los resultados de simulación transitoria se pueden observar en el Anexo F, y la topología y disposición física de las subestaciones analizadas se presentan en el Anexo G UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 49 de 124

50 9. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO 9.1. GENERALIDADES Los resultados obtenidos de cada análisis se presentan mediante tablas que contienen los siguientes campos de interés: Capacidad de interruptores de poder S/E Nombre de la subestación. Nombre del Paño Paño de línea, transformador o reactor, según corresponda. Nomenclatura Interruptor 52 (según ANSI/IEEE) más una referencia adicional (según diseño). Capacidad 52 Estado 52 Capacidad Disponible Definido según el dato de placa del equipo, expresado en ka. Definido según criterios presentados en la sección 9.2. Se utiliza la nomenclatura de colores y descripciones citadas en la Tabla 9.1. Holgura disponible, calculada en función de la capacidad nominal del equipo y de la corriente inicial simétrica máxima, expresada en %. Límite de saturación en transformadores de corriente S/E Nombre de la Subestación. Nombre del Paño Paño de línea, transformador o reactor, según corresponda. Razón de Transformación T/C Definido según diseño. Clase de Precisión Estado T/C Capacidad Disponible Definido según diseño. Definido según criterios presentados en la sección 9.3. Se utiliza la nomenclatura de colores y descripciones citadas en la Tabla 9.1. Holgura disponible, calculada en función de la capacidad nominal del equipo y de la corriente inicial simétrica máxima, expresada en % UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 50 de 124

51 Para facilitar la interpretación de los resultados expuestos a continuación, se utiliza una nomenclatura de colores que represente el estado en el que se encuentra el equipo y la posible acción que debiese ser tomada para minimizar sus efectos sobre la red frente a una eventual falla. Estas definiciones se indican en la Tabla 9.1. Tabla 9.1: Nomenclatura utilizada para el análisis de capacidades de interruptores de poder y análisis del límite de saturación de transformadores de corriente. Nomenclatura Estado Acciones Normal El equipo cuenta con holgura suficiente. Alerta El equipo cuenta con holgura limitada. Crítico El equipo no cuenta con holgura suficiente ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INTERRUPTORES DE PODER A través del cálculo de cortocircuitos en cada una de las subestaciones de 220 kv para los distintos escenarios de operación definidos en la sección 8.5, se determina el estado de los interruptores de poder existentes en el SING y en instalaciones adyacentes a la interconexión. Es importante mencionar que de acuerdo con el Plan de Expansión del STT en curso, los paños de la Línea 2x220 kv Crucero-Encuentro serán adecuados para soportar 1000 MVA, capacidad que finalmente debería quedar en 500 MVA tras su seccionamiento en la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro, por ende, eventuales restricciones operacionales en dichas instalaciones, distintas a las mencionadas, debiesen normalizarse una vez que las obras entren en servicio. Estas obras se encuentran definidas en el DS 310/2013 y en el DS 201/ UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 51 de 124

52 Criterio de evaluación El criterio para evaluar la capacidad de los interruptores de poder que se encuentran actualmente en operación para cada instalación en 220 kv, se define en función de la capacidad de ruptura nominal bajo el que fue diseñado, conforme a lo que indica el fabricante. Lo anterior se presenta en la Tabla 9.2. Para aquellos casos en que no fue posible determinar la capacidad de ruptura nominal definida por el fabricante, el paño es identificado con la sigla S/I. Tabla 9.2: Criterio para evaluar capacidad de ruptura de interruptores a partir de datos de placa. Criterio Descripción Nomenclatura Se entiende que el interruptor de poder se encuentra en estado normal siempre que la corriente, que circula por él, sea igual o inferior a un 60% de la corriente de ruptura indicada por el fabricante. Se entiende que el interruptor de poder se encuentra en estado alerta cuando la corriente, que circula por él, se encuentre en un rango del 60% al 90% de la corriente de ruptura indicada por el fabricante. Se entiende que el interruptor de poder se encuentra en estado crítico cuando la corriente, que circula por él, es igual o superior a un 90% la corriente de ruptura indicada por el fabricante. Donde: Corriente de cortocircuito simétrica inicial ( ) máxima que circula por el : interruptor de poder en cada escenario de operación. : Corriente de ruptura indicada por el fabricante del interruptor de poder UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 52 de 124

53 AÑO 2018 ESCENARIO 1.1 Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en 220 kv a 71 subestaciones, considerando la topología proyectada al año 2018, parque generador completo y sistema de transmisión enmallado, tanto en el SING como en el SIC y en el SADI (conforme al criterio dispuesto en el Anexo Técnico N 1: Cálculo de nivel máximo de cortocircuito). A continuación, se presentan los resultados generales para cada uno de los dos (2) criterios definidos para el cálculo de cortocircuitos en la sección 8.8 del EIST 2014: Favorable y Normal. A modo de resumen, el criterio Favorable representa el máximo nivel de cortocircuito que circula por el paño bajo análisis, esto es, el cortocircuito en barra menos la contribución propia del paño, y el criterio Normal representa simplemente el cortocircuito en barra. Capacidad de Interruptores Criterio Favorable Capacidad de Interruptores Criterio Normal Año Escenario 1.1 Año Escenario 1.1 Normal 5 Alerta Crítico S/I 2% Normal 5 Alerta Crítico S/I 2% 33 11% 22 7% 43 15% 22 7% % % Figura 9.1: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2018, escenario 1.1. No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22 paños, los que han sido designados como S/I, y se encuentran identificados en el Anexo A del presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 5 interruptores en estado crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 53 de 124

54 El detalle de todos los interruptores que presentan condición crítica, los cuales coinciden con aquellos presentados en el EIST 2014, se presentan a continuación: Tabla 9.3: Interruptores en condición crítica para el año 2018, escenario 1.1. S/E Paño Instalación I'kss [ka] Estado Capacidad disponible Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 22, ,7% 24, ,1% Es relevante mencionar que el reemplazo de estos 5 interruptores es requerido en la actualidad, pues a la fecha ya ven sobrepasada su capacidad de ruptura nominal. Por tal motivo, se solicitará a las empresas Coordinadas propietarias de dichas instalaciones, que presenten a este CDEC un Plan de Reemplazo de dichos equipos, ya que actualmente no están cumpliendo el Artículo 3-3 literal c) de la NTSyCS vigente. Capacidad de interruptores de poder - Año Escenario 1.1 Cap. Ruptura [ka] Criterio Favorable Criterio Normal I'kss [ka] Estado Capacidad disponible Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 16,0 24, ,1% 24, ,1% Crucero JRE Reactor 25,0 24, ,7% 24, ,7% Crucero JR Acoplador 16,0 24, ,1% 24, ,1% Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 16,0 21, ,4% 21, ,9% (*) El interruptor del paño J5 Crucero-Lagunas C1, de 16 ka, también ve sobrepasada su capacidad de ruptura. Sin Adicionalmente, los interruptores asociados a los paños J5, J6A y J6B de S/E Crucero, esto es, la Línea Crucero-Lagunas Circuito N 1, Línea Crucero-Tocopilla Circuito 6A y Línea Crucero-Salar, respectivamente, también presentan su capacidad de ruptura de 16 ka actualmente sobrepasada, no obstante, estos paños serán transferidos a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro previo al año 2018 analizado, con el reemplazo de equipamiento primario tal que le permita cumplir con el estándar de dicha S/E. Sin perjuicio de lo anterior, se debe tener especial atención con los paños en comento hasta que entre en servicio la nueva S/E, y éstos sean transferidos, por lo que se debe realizar un análisis en detalle para analizar la operación de las protecciones de respaldo a estos interruptores en caso de incapacidad para interrumpir la corriente de cortocircuito. Por tal motivo, se solicitará a las empresas Coordinadas propietarias de dichas instalaciones, que presenten a este CDEC un Plan de Normalización de dichos equipos, desde la actualidad hasta que entre en operación la nueva S/E 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 54 de 124

55 Nueva Crucero Encuentro, y en caso que no se puedan poner en implementación medidas que mitiguen la condición actual de riesgo, será solicitado el reemplazo inmediato de dichos equipos AÑO 2018 ESCENARIO 1.2 Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en 220 kv a 71 subestaciones, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa entre el SING y el SIC nulas, aunque los sistemas se encuentran galvánicamente interconectados. 17 6% Capacidad de Interruptores Criterio Favorable Año Escenario 1.2 Normal 4 Alerta Crítico S/I 1% 22 7% 17 6% Capacidad de Interruptores Criterio Normal Año Escenario 1.2 Normal 4 Alerta Crítico S/I 1% 22 7% % % Figura 9.2: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2018, escenario 1.2. No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22 paños, los que han sido designados como S/I, y se encuentran identificados en el Anexo A del presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 4 interruptores en estado crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 55 de 124

56 Este escenario presenta un interruptor menos en estado crítico, en relación al escenario 1.1 analizado en la sección anterior: Crucero JRE, Reactor, con una capacidad de ruptura de 25 ka, sin embargo, se deja manifiesto que este interruptor deberá ser reemplazado, al menos, antes del año Tabla 9.4: Interruptores en condición crítica para el año 2018, escenario 1.2. Capacidad de interruptores de poder - Año Escenario 1.2 Cap. Ruptura [ka] Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación I'kss [ka] Estado Capacidad disponible Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 19, ,5% 21, ,5% I'kss [ka] Estado Capacidad disponible Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 16,0 21, ,5% 21, ,5% Crucero JR Acoplador 16,0 21, ,5% 21, ,5% Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 16,0 20, ,2% 20, ,0% (*) El interruptor del paño J5 Crucero-Lagunas C1, de 16 ka, también ve sobrepasada su capacidad de ruptura. Sin AÑO 2018 ESCENARIO 1.3 Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kv, tanto existentes como proyectados, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencia de potencia activa máxima desde el SING al SIC, esto es, 350 MW. No se puede incrementar la transferencia hacia el SIC, ya que este escenario sólo contempla el despacho de generadores convencionales, lo que unido a la exportación de 250 MW desde el SING al SADI, deja estos 350 MW de remanencia para exportar al SIC. En caso de querer exportar más, se deberían comenzar a despachar unidades con combustible diesel, situación que presenta una muy baja probabilidad de ocurrencia por razones económicas UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 56 de 124

57 26 9% Capacidad de Interruptores Criterio Favorable Año Escenario 1.3 Normal 4 Alerta Crítico S/I 1% 22 7% 33 11% Capacidad de Interruptores Criterio Normal Año Escenario 1.3 Normal 4 Alerta Crítico S/I 1% 22 8% % % Figura 9.3: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2018, escenario 1.3. No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22 paños, los que han sido designados como S/I, y se encuentran identificados en el Anexo A del presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 4 interruptores en estado crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero. Este escenario presenta un interruptor menos en estado crítico, en relación al escenario 1.1 analizado en la sección anterior: Crucero JRE, Reactor, con una capacidad de ruptura de 25 ka, sin embargo, se deja manifiesto que este interruptor deberá ser reemplazado, de todas maneras, antes del año UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 57 de 124

58 Tabla 9.5: Interruptores en condición crítica para el año 2018, escenario 1.3 Capacidad de interruptores de poder - Año Escenario 1.3 Cap. Ruptura [ka] Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación I'kss [ka] Estado Capacidad disponible Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 20, ,9% 21, ,0% I'kss [ka] Estado Capacidad disponible Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 16,0 21, ,0% 21, ,0% Crucero JR Acoplador 16,0 21, ,0% 21, ,0% Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 16,0 20, ,6% 21, ,4% (*) El interruptor del paño J5 Crucero-Lagunas C1, de 16 ka, también ve sobrepasada su capacidad de ruptura. Sin AÑO 2018 ESCENARIO 1.4 Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kv, tanto existentes como proyectados, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 1025 MW. No se puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia reactiva en el SING, particularmente en la zona sur-cordillera, aun cuando se sacan de servicio los reactores de barra de la línea de interconexión en 500 kv. Al incrementar las transferencias desde el SIC, se desplazan unidades generadoras convencionales del SING, por lo que la distribución de potencia activa y reactiva comienza a acumularse en un solo punto del SING: S/E Los Changos. Dado que este escenario posee una alta probabilidad de ocurrencia en escenarios de hidrología húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se recomienda realizar un análisis detallado de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las transferencias SIC a SING, hasta 1500 MW, inicialmente UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 58 de 124

59 5 2% Capacidad de Interruptores Criterio Favorable Año Escenario 1.4 Normal 4 Alerta Crítico S/I 1% 22 7% 12 4% Capacidad de Interruptores Criterio Normal Año Escenario 1.4 Normal 4 Alerta Crítico S/I 1% 22 8% % % Figura 9.4: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2018, escenario 1.4. No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22 paños, los que han sido designados como S/I, y se encuentran identificados en el Anexo A del presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 4 interruptores en estado crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero. Este escenario presenta un interruptor menos en estado crítico, en relación al escenario 1.1 analizado en la sección anterior: Crucero JRE, Reactor, con una capacidad de ruptura de 25 ka, sin embargo, este interruptor deberá ser reemplazado antes del año Tabla 9.6: Interruptores en condición crítica para el año 2018, escenario 1.4. Capacidad de interruptores de poder - Año Escenario 1.4 Cap. Ruptura [ka] Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación I'kss [ka] Estado Capacidad disponible Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 17, ,4% 18, ,8% I'kss [ka] Estado Capacidad disponible Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 16,0 18, ,8% 18, ,8% Crucero JR Acoplador 16,0 18, ,8% 18, ,8% Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 16,0 17, ,9% 17, ,3% (*) El interruptor del paño J5 Crucero-Lagunas C1, de 16 ka, también ve sobrepasada su capacidad de ruptura. Sin 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 59 de 124

60 AÑO 2021 ESCENARIO 2.1 Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en 220 kv a 71 subestaciones, considerando la topología proyectada al año 2021, parque generador completo y sistema de transmisión enmallado, tanto en el SING como en el SIC y en el SADI (conforme al criterio dispuesto en el Anexo Técnico N 1: Cálculo de nivel máximo de cortocircuito). Capacidad de Interruptores Criterio Favorable Capacidad de Interruptores Criterio Normal Año Escenario 2.1 Año Escenario 2.1 Normal Alerta Crítico S/I 10 3% Normal Alerta Crítico S/I 10 3% 30 10% 22 8% 39 13% 22 8% % % Figura 9.5: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2021, escenario 2.1. No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22 paños, los que han sido designados como S/I, y se encuentran identificados en el Anexo A del presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 10 interruptores en estado crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero (9 interruptores) UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 60 de 124

61 Tabla 9.7: Interruptores en condición crítica para el año 2021, escenario 2.1. Capacidad de interruptores de poder - Año Escenario 2.1 Cap. Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación Ruptura I'kss [ka] Estado Capacidad Capacidad I'kss [ka] Estado [ka] disponible disponible Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 30, ,8% 31, ,6% Crucero J8 Línea Crucero - El Abra 31,5 31, ,4% 31, ,4% Crucero J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 31,5 31, ,4% 31, ,4% Crucero J12 Línea Norgener - Crucero C1 31,5 30, ,7% 31, ,4% Crucero J13 Línea Norgener - Crucero C2 31,5 30, ,7% 31, ,4% Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 16,0 31, ,6% 31, ,6% Crucero JRE Reactor 25,0 31, ,5% 31, ,5% Crucero JR Acoplador 16,0 31, ,6% 31, ,6% Crucero JS Seccionador 31,5 31, ,4% 31, ,4% Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 16,0 21, ,9% 21, ,2% En comparación al escenario símil del año 2018, escenario 1.1, se adicionan los siguientes 5 paños con interruptores que ven sobrepasada su capacidad de ruptura para los niveles de cortocircuito al 2021, con despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias de potencia activa nulas. Éstos son: Crucero J8: Línea Crucero-El Abra. Crucero J9: Línea Crucero-Radomiro Tomic. Crucero J12: Línea Norgener-Crucero Circuito N 1. Crucero J13: Línea Norgener-Crucero Circuito N 2. Crucero JS: Seccionador AÑO 2021 ESCENARIO 2.2 Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en 220 kv a 71 subestaciones, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa entre el SING y el SIC nulas, aunque los sistemas se encuentran galvánicamente interconectados UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 61 de 124

62 Capacidad de Interruptores Criterio Favorable Capacidad de Interruptores Criterio Normal Año Escenario 2.2 Año Escenario 2.2 Normal Alerta Crítico S/I 8 3% Normal Alerta Crítico S/I 10 3% 31 11% 22 7% 38 13% 22 8% % % Figura 9.6: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2021, escenario 2.2. No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22 paños, los que han sido designados como S/I, y se encuentran identificados en el Anexo A del presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 10 interruptores en estado crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero (9 interruptores) UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 62 de 124

63 Tabla 9.8: Interruptores en condición crítica para el año 2021, escenario 2.2. Capacidad de interruptores de poder - Año Escenario 2.2 Cap. Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación Ruptura I'kss [ka] Estado Capacidad Capacidad I'kss [ka] Estado [ka] disponible disponible Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 27, ,5% 29, ,4% Crucero J8 Línea Crucero - El Abra 31,5 29, ,4% 29, ,4% Crucero J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 31,5 29, ,4% 29, ,4% Crucero J12 Línea Norgener - Crucero C1 31,5 28, ,5% 29, ,4% Crucero J13 Línea Norgener - Crucero C2 31,5 28, ,5% 29, ,4% Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 16,0 29, ,4% 29, ,4% Crucero JRE Reactor 25,0 29, ,7% 29, ,7% Crucero JR Acoplador 16,0 29, ,4% 29, ,4% Crucero JS Seccionador 31,5 29, ,4% 29, ,4% Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 16,0 20, ,7% 21, ,5% AÑO 2021 ESCENARIO 2.3 Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kv, tanto existentes como proyectados, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencia de potencia activa máxima desde el SING al SIC, esto es, 120 MW. No se puede incrementar la transferencia hacia el SIC, ya que este escenario sólo contempla el despacho de generadores convencionales, lo que unido a la exportación de 250 MW desde el SING al SADI, deja estos 120 MW de remanencia para exportar al SIC. En caso de querer exportar más, se deberían comenzar a despachar unidades con combustible diesel, situación que presenta una muy baja probabilidad de ocurrencia por razones económicas UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 63 de 124

64 Capacidad de Interruptores Criterio Favorable Capacidad de Interruptores Criterio Normal Año Escenario 2.3 Año Escenario 2.3 Normal Alerta Crítico S/I 10 3% Normal Alerta Crítico S/I 10 3% 29 10% 22 8% 38 13% 22 8% % % Figura 9.7: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2021, escenario 2.3. No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22 paños, los que han sido designados como S/I, y se encuentran identificados en el Anexo A del presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 10 interruptores en estado crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero (9 interruptores) UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 64 de 124

65 Tabla 9.9: Interruptores en condición crítica para el año 2021, escenario 2.3. Capacidad de interruptores de poder - Año Escenario 2.3 Cap. Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación Ruptura I'kss [ka] Estado Capacidad Capacidad I'kss [ka] Estado [ka] disponible disponible Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 28, ,0% 29, ,3% Crucero J8 Línea Crucero - El Abra 31,5 29, ,4% 29, ,4% Crucero J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 31,5 29, ,4% 29, ,4% Crucero J12 Línea Norgener - Crucero C1 31,5 28, ,4% 29, ,4% Crucero J13 Línea Norgener - Crucero C2 31,5 28, ,4% 29, ,4% Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 16,0 29, ,3% 29, ,3% Crucero JRE Reactor 25,0 29, ,2% 29, ,2% Crucero JR Acoplador 16,0 29, ,3% 29, ,3% Crucero JS Seccionador 31,5 29, ,4% 29, ,4% Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 16,0 20, ,8% 21, ,7% AÑO 2021 ESCENARIO 2.4 Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kv, tanto existentes como proyectados, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 850 MW. No se puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia reactiva en el SING, particularmente en la zona sur-cordillera, aun cuando se sacan de servicio los reactores de barra de la línea de interconexión en 500 kv. Al incrementar las transferencias desde el SIC, se desplazan unidades generadoras convencionales del SING, por lo que la distribución de potencia activa y reactiva comienza a acumularse en un solo punto del SING: S/E Los Changos. Dado que este escenario posee una alta probabilidad de ocurrencia en escenarios de hidrología húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se recomienda realizar un análisis de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las transferencias SIC a SING, hasta 1500 MW, inicialmente UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 65 de 124

66 30 10% Capacidad de Interruptores Criterio Favorable Año Escenario 2.4 Normal 5 Alerta Crítico S/I 2% 22 7% 39 13% Capacidad de Interruptores Criterio Normal Año Escenario 2.4 Normal 5 Alerta Crítico S/I 2% 22 7% % % Figura 9.8: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2021, escenario 2.4. No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22 paños, los que han sido designados como S/I, y se encuentran identificados en el Anexo A del presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 5 interruptores en estado crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero (4 interruptores). Tabla 9.10: Interruptores en condición crítica para el año 2021, escenario 2.4. Capacidad de interruptores de poder - Año Escenario 2.4 Cap. Ruptura [ka] Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación I'kss [ka] Estado Capacidad disponible Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 24, ,3% 25, ,7% I'kss [ka] Estado Capacidad disponible Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 16,0 25, ,7% 25, ,7% Crucero JRE Reactor 25,0 25, ,5% 25, ,5% Crucero JR Acoplador 16,0 25, ,7% 25, ,7% Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 16,0 20, ,0% 20, ,8% 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 66 de 124

67 Este escenario presenta 5 interruptores menos en estado crítico, en relación al escenario 2.1, lo que se explica por la baja cantidad de máquinas convencionales despachadas en el SING para un escenario de alta transferencia en dirección SIC a SING ANÁLISIS DE SATURACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE A través del cálculo de cortocircuitos en cada una de las subestaciones de 220 kv para los distintos escenarios de operación definidos en la sección 8.5, se determina el límite de saturación de los transformadores de corriente existentes en el SING e instalaciones adyacentes a la interconexión. Criterio de evaluación La exactitud de medición en los T/C depende principalmente de la sección transversal, tipo de núcleo, y del número de vueltas del devanado secundario del transformador, los que repercuten de forma directa sobre los flujos magnéticos que circulan a través de él, por lo tanto, el error de medición en el T/C se incrementa si se satura el material ferromagnético que lo compone. En virtud de lo anterior, la determinación de la saturación de los T/C adquiere una gran relevancia al momento de garantizar la correcta actuación de los relés en los sistemas de protecciones y, de esta manera, mantener una alta confiabilidad en el sistema de transmisión. Para evaluar esta situación, se determina el Burden Total Máximo de cada T/C, en función de su burden nominal y de la máxima corriente de cortocircuito que circule a través de él, utilizando las relaciones del Factor Límite de Precisión (ALF: Accuracy Limit Factor). Dentro de sus especificaciones técnicas, los transformadores de corriente detallan el valor del factor límite de precisión (ALF) a burden nominal y la clase de precisión que poseen. Este factor de precisión define la magnitud de la corriente máxima a la que el transformador de corriente cumple con la precisión especificada. Si el transformador de corriente es sometido a un cortocircuito que supere el umbral definido por el ALF, la corriente secundaria del T/C se mide con distorsión, lo que puede conllevar a un error en la medición de la corriente de cortocircuito por los sistemas de protección asociados UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 67 de 124

68 Los análisis se realizan de acuerdo a lo indicado por la norma IEC 60044, o bien bajo ANSI/IEEE C57.13, dependiendo del estándar de diseño con que hayan sido fabricados los transformadores bajo análisis. Factor límite de precisión real (ALF ) para burden distinto al nominal Para calcular el factor límite de precisión real (ALF ) en función de un burden de servicio distinto al nominal, tanto para T/C construidos bajo Estándar IEC (Clase P) y Estándar ANSI/IEEE C57.13 (Clase C), se utiliza la siguiente expresión: Donde: ALF : Límite de precisión real del transformador de a burden operativo. : Límite de precisión nominal del transformador de corriente a burden nominal. : Burden interno del secundario del T/C, expresado en [VA]. : Burden total conectado al T/C, expresado en [VA]. : Burden nominal del T/C, expresado en [VA]. Factor límite de precisión real (ALF ) para dimensionamiento en función de la corriente de cortocircuito. Se puede calcular el ALF en función de la corriente de cortocircuito circulante por el equipo, de la corriente nominal del devanado primario y de un factor de sobredimensionamiento, de acuerdo a la siguiente relación: Donde: : Corresponde al factor de sobredimensionamiento del T/C. : Máxima corriente de cortocircuito a la que está expuesto el T/C en [ka]. : Corriente nominal primaria del T/C en [ka] UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 68 de 124

69 Obtención del Burden Total Máximo. A partir de las expresiones definidas anteriormente, se define el Burden Total Máximo en [VA] que puede ser conectado al T/C de acuerdo al máximo nivel de cortocircuito al que está sometido en cada escenario de operación: Finalmente, para evaluar el estado de cada instalación, se realiza una comparación entre el Burden Total Máximo determinado con la ecuación anterior, y el Burden Real conectado, o de servicio. El Burden Real conectado se calcula a través de la siguiente expresión: El Burden Cable presenta la siguiente expresión: Donde: : Resistividad del cobre. : Longitud del cable en [m]. Su forma de estimación se indica con mayor detalle en la sección del EIST : Área del conductor en [mm2]. Su forma de estimación se indica con mayor detalle en la sección del EIST : Corriente nominal primaria del T/C en [A]. En caso que se requiera conocer los valores considerados para el Burden Protección y el Burden Interno, éstos fueron definidos en la sección del EIST UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 69 de 124

70 Criterio utilizado para el Análisis. El criterio para evaluar el límite de saturación de los transformadores de corriente que se encuentran actualmente en operación para cada instalación en 220 kv, se define en función de la comparación entre el Burden Total Máximo (BTM) del T/C y el Burden Real calculado (BR), y se presenta en la Tabla Para aquellos casos en que no fue posible obtener datos de los TT/CC existentes, el paño se identifica con la sigla S/I. Tabla 9.11: Criterio para evaluar el límite de saturación de los transformadores de corriente. Criterio Descripción Nomenclatura Se entiende que el transformador de corriente se encuentra en estado normal siempre que el Burden Real ( ) sea igual o inferior al 60% de Burden Total Máximo ( ). Se entiende que el transformador de corriente se encuentra en estado alerta cuando el Burden Real ( se encuentre en un rango ubicado entre el 60% y el 90% del Burden Total Máximo ( ). Se entiende que el transformador de corriente se encuentra en estado crítico cuando el Burden Real ( ) es igual o superior a un 90% del Burden Total Máximo ( ). Es relevante mencionar que una operación saturada de los TT/CC destinados a medir corrientes de cortocircuito con fines de protección, puede ocasionar descoordinaciones y operaciones erróneas de los sistemas de protección por no poder medir correcta y efectivamente la corriente de falla que circula por el equipo de medición UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 70 de 124

71 AÑO 2018 ESCENARIO 1.2 Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en 220 kv a 71 subestaciones, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa entre el SING y el SIC nulas, aunque los sistemas se encuentran galvánicamente interconectados. Capacidad de Burden Conectado Criterio Favorable Capacidad de Burden Conectado Criterio Normal Año Escenario 1.2 Año Escenario 1.2 Normal Alerta Crítico S/I Normal Alerta Crítico S/I 47 16% 37 13% 60 20% 37 12% 19 6% % 10 3% % Figura 9.9: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2018, escenario 1.2. De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 60 de ellos presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2018, con despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias de potencia activa nulas. El listado se presenta en las siguientes tablas: 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 71 de 124

72 Tabla 9.12: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2018, escenario 1.2. Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 1.2 (Parte 1 de 2) Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,113 15,03 3 3,113 15,03 3 Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 7,527 14,39 2 8,240 12,89 3 Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 7,514 14,42 2 8,240 12,89 3 Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 8,240 4,94 3 8,240 4,94 3 Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 8,240-0,68 3 8,240-0,68 3 Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kv 10,53 6,540 7,51 3 6,789 7,05 3 Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kv 5,32 6,587 1,45 3 6,587 1,45 3 Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 19,759 20, ,045 18,88 3 Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 21,038 6, ,045 6,44 3 Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 21,039 6, ,045 6,44 3 Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 20,003 20, ,045 18,88 3 Crucero J13 Línea Norgener-Crucero C2 19,00 20,068 20, ,045 18,88 3 Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 19,00 21,045-4, ,045-4,44 3 Crucero JRE Reactor 19,00 21,045-4, ,045-4,82 3 SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kv 5,59 10,728 4, ,728 4,55 3 El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 14,782 2, ,782 2,86 3 Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 18,509 14, ,951 10,66 3 Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 18,509 14, ,951 10,66 3 Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 22,815 2, ,951 2,47 3 Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 23,776 8, ,951 7,93 3 Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 23,775 8, ,951 7,93 3 Encuentro JT1 Transformador 220/23 kv lado 220 kv 16,01 23,951-0, ,951-0,27 3 Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 23,947 10, ,951 10,58 3 Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 23,948 15, ,951 15,86 3 Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 23,948 15, ,951 15,86 3 Encuentro JS Seccionador 16,01 23,951-0, ,951-0,27 3 El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kv N 1 8,38 7,039 3,15 3 7,039 3,15 3 El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kv N 2 8,38 7,039 3,15 3 7,039 3,15 3 El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,181 14,16 1 7,039 7, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 72 de 124

73 Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 1.2 (Parte 2 de 2) Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kv N 1 9,71 9,320 0,51 3 9,320 0,51 3 Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kv N 2 9,71 9,320 0,51 3 9,320 0,51 3 Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,491 2, ,491 2,70 3 Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 5,974 27, ,381 14,10 3 Escondida JT6 Transformador N 6 220/69/6.9 kv 14,59 10,381 9, ,381 9,70 3 Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,381-2, ,381-2,85 3 Escondida JR2 Reactor 2 14,59 10,381-2, ,381-2,85 3 Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kv N 3 11,58 11,203 5, ,203 5,69 3 Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N 1 1,30 22,541 1, ,604 1,34 3 Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejillones 15,43 20,075 20, ,535 16,25 3 Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,324 17, ,535 16,25 3 Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 22,188 17, ,535 16,25 3 Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kv N 3 15,43 23,317 16, ,535 16,25 3 Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 23,535-0, ,535-0,44 3 Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 21,802 18, ,535 16,25 3 Chacaya TG2 Tranformador CTM2 15,43 21,264 18, ,535 16,25 3 Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 20,779 19, ,535 16,25 3 Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,386 18, ,535 16,25 3 Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 9,85 20,355 6, ,958 6,49 3 Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,443 17,21 1 9,302 5,92 3 Coloso JT1 Transformador 220/13.8 kv N 1 6,58 9,302 6,68 3 9,302 6,68 3 Coloso JT2 Transformador 220/13.8 kv N 2 6,58 9,302 6,68 3 9,302 6,68 3 O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 17,974 6, ,974 6,28 3 Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kv 12,50 7,371 7,32 3 7,371 7,32 3 Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,360 8, ,360 8,52 3 Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,202 11, ,360 8,52 3 Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,293-7, ,293-7,44 3 Bombeo N 2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 9,634-1,24 3 9,634-1,24 3 Bombeo N 3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 8,211-0,42 3 8,211-0,42 3 Bombeo N 4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 9,239-1,04 3 9,239-1,04 3 Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,425 1,77 3 8,425 1, AÑO 2018 ESCENARIO 1.3 Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kv, tanto existentes como proyectados, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencia de potencia activa máxima desde el SING al SIC, esto es, 350 MW. No se puede incrementar la transferencia hacia el SIC, ya que este escenario sólo contempla el despacho de generadores convencionales, lo que unido a la exportación de 250 MW desde el SING al SADI, deja estos 350 MW de remanencia para exportar al SIC. En caso de querer exportar más, se 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 73 de 124

74 deberían comenzar a despachar unidades con combustible diesel, situación que presenta una muy baja probabilidad de ocurrencia por razones económicas. Capacidad de Burden Conectado Criterio Favorable Capacidad de Burden Conectado Criterio Normal Año Escenario 1.3 Año Escenario 1.3 Normal Alerta Crítico S/I Normal Alerta Crítico S/I 50 17% 37 13% 60 20% 37 12% 16 5% % 11 4% % Figura 9.10: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2018, escenario 1.3. De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 60 de ellos presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2018, con despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con máximas transferencias de potencia desde el SING al SIC. Se observan unas leves diferencias entre los escenarios 1.2 y 1.3, específicamente para el criterio favorable: el escenario 1.3 presenta 3 interruptores más en estado de emergencia que el escenario 1.2. Sin embargo, a nivel de criterio normal, ambos escenarios son totalmente coincidentes. El listado de transformadores de corriente en estado crítico para el criterio normal de cortocircuitos se presenta en las siguientes tablas: 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 74 de 124

75 Tabla 9.13: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2018, escenario 1.3. Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 1.3 (Parte 1 de 2) Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,346 13,56 3 3,346 13,56 3 Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 7,848 13,68 3 8,570 12,28 3 Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 7,835 13,71 3 8,570 12,28 3 Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 8,570 4,64 3 8,570 4,64 3 Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 8,570-0,73 3 8,570-0,73 3 Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kv 10,53 6,652 7,30 3 6,903 6,85 3 Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kv 5,32 6,778 1,24 3 6,778 1,24 3 Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 20,301 19, ,598 18,24 3 Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 21,591 6, ,598 6,12 3 Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 21,592 6, ,598 6,12 3 Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 20,553 19, ,598 18,24 3 Crucero J13 Línea Norgener-Crucero C2 19,00 20,621 19, ,598 18,24 3 Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 19,00 21,598-4, ,598-4,48 3 Crucero JRE Reactor 19,00 21,598-4, ,598-4,95 3 SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kv 5,59 10,924 4, ,924 4,39 3 El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 15,158 2, ,158 2,64 3 Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 19,217 14, ,723 10,24 3 Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 19,217 14, ,723 10,24 3 Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 23,564 2, ,723 2,30 3 Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 24,533 7, ,723 7,59 3 Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 24,532 7, ,723 7,59 3 Encuentro JT1 Transformador 220/23 kv lado 220 kv 16,01 24,723-0, ,723-0,35 3 Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 24,719 10, ,723 10,12 3 Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 24,720 15, ,723 15,18 3 Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 24,720 15, ,723 15,18 3 Encuentro JS Seccionador 16,01 24,723-0, ,723-0,35 3 El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kv N 1 8,38 7,122 3,10 3 7,122 3,10 3 El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kv N 2 8,38 7,122 3,10 3 7,122 3,10 3 El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,228 13,98 1 7,122 7,69 3 Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kv N 1 9,71 9,467 0,46 3 9,467 0,46 3 Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kv N 2 9,71 9,467 0,46 3 9,467 0,46 3 Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,715 2, ,715 2,59 3 Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 6,136 26, ,623 13,67 3 Escondida JT6 Transformador N 6 220/69/6.9 kv 14,59 10,623 9, ,623 9,27 3 Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,623-2, ,623-2,92 3 Escondida JR2 Reactor 2 14,59 10,623-2, ,623-2,92 3 Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kv N 3 11,58 11,494 5, ,494 5,39 3 Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N 1 1,30 23,619 1, ,685 1,15 3 Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejillones 15,43 20,227 19, ,814 15,99 3 Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,576 17, ,814 15, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 75 de 124

76 Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 1.3 (Parte 2 de 2) Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 22,440 17, ,814 15,99 3 Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kv N 3 15,43 23,594 16, ,814 15,99 3 Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 23,814-0, ,814-0,50 3 Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 22,077 17, ,814 15,99 3 Chacaya TG2 Tranformador CTM2 15,43 21,536 18, ,814 15,99 3 Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 21,051 18, ,814 15,99 3 Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,657 18, ,814 15,99 3 Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 9,85 20,583 6, ,191 6,36 3 Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,615 16,40 1 9,664 5,53 3 Coloso JT1 Transformador 220/13.8 kv N 1 6,58 9,664 6,10 3 9,664 6,10 3 Coloso JT2 Transformador 220/13.8 kv N 2 6,58 9,664 6,10 3 9,664 6,10 3 O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 19,388 5, ,388 5,50 3 Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kv 12,50 7,432 7,21 3 7,432 7,21 3 Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,662 8, ,662 8,23 3 Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,414 10, ,662 8,23 3 Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,520-7, ,520-7,47 3 Bombeo N 2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 9,970-1,40 3 9,970-1,40 3 Bombeo N 3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 8,404-0,55 3 8,404-0,55 3 Bombeo N 4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 9,457-1,16 3 9,457-1,16 3 Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,658 1,56 3 8,658 1, AÑO 2018 ESCENARIO 1.4 Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kv, tanto existentes como proyectados, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 1025 MW. No se puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia reactiva en el SING, particularmente en la zona sur-cordillera, aun cuando se sacan de servicio los reactores de barra de la línea de interconexión en 500 kv. Al incrementar las transferencias desde el SIC, se desplazan unidades generadoras convencionales del SING, por lo que la distribución de potencia activa y reactiva comienza a acumularse en un solo punto del SING: S/E Los Changos. Dado que este escenario posee una alta probabilidad de ocurrencia en escenarios de hidrología húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se deberá realizar un análisis detallado del control de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las transferencias SIC a SING, hasta 1500 MW, inicialmente UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 76 de 124

77 Capacidad de Burden Conectado Criterio Favorable Capacidad de Burden Conectado Criterio Normal Año Escenario 1.4 Año Escenario 1.4 Normal Alerta Crítico S/I Normal Alerta Crítico S/I 37 13% 37 13% 43 14% 37 12% 25 8% % 24 8% % Figura 9.11: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2018, escenario 1.4. De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 43 de ellos presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2018, con despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con máximas transferencias de potencia desde el SIC al SING. Este escenario redunda en niveles de cortocircuito inferiores a los otros dos escenarios analizados al 2018, debido al menor despacho de unidades generadoras del SING. El listado de transformadores de corriente en estado crítico para el criterio normal de cortocircuitos se presenta en las siguientes tablas: 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 77 de 124

78 Tabla 9.14: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2018, escenario 1.4. Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 1.4 Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,063 15,37 3 3,063 15,37 3 Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 7,159 15,29 2 7,823 13,73 3 Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 7,148 15,31 2 7,823 13,73 3 Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 7,823 5,37 3 7,823 5,37 3 Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 7,823-0,61 3 7,823-0,61 3 Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kv 10,53 6,394 7,80 3 6,640 7,32 3 Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kv 5,32 6,311 1,78 3 6,311 1,78 3 Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 18,849 7, ,855 7,89 3 Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 18,850 7, ,855 7,89 3 Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 19,00 18,855-4, ,855-4,26 3 Crucero JRE Reactor 19,00 18,855-4, ,855-4,21 3 SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kv 5,59 9,888 5,31 3 9,888 5,31 3 El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 13,231 3, ,231 3,89 3 Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 15,804 17, ,996 12,59 3 Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 15,804 17, ,996 12,59 3 Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 19,932 3, ,996 3,23 3 Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 20,823 9, ,996 9,47 3 Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 20,822 9, ,996 9,47 3 Encuentro JT1 Transformador 220/23 kv lado 220 kv 16,01 20,996 0, ,996 0,12 3 Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 20,992 12, ,996 12,63 3 Encuentro JS Seccionador 16,01 20,996 0, ,996 0,12 3 El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kv N 1 8,38 6,705 3,38 3 6,705 3,38 3 El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kv N 2 8,38 6,705 3,38 3 6,705 3,38 3 El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 3,996 14,88 1 6,705 8,26 3 Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kv N 1 9,71 8,783 0,73 3 8,783 0,73 3 Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kv N 2 9,71 8,783 0,73 3 8,783 0,73 3 Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 10,684 3, ,684 3,13 3 Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 5,537 30,28 1 9,697 15,40 3 Escondida JT6 Transformador N 6 220/69/6.9 kv 14,59 9,697 11,00 3 9,697 11,00 3 Escondida JR1 Reactor 1 14,59 9,697-2,63 3 9,697-2,63 3 Escondida JR2 Reactor 2 14,59 9,697-2,63 3 9,697-2,63 3 Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kv N 3 11,58 10,393 6, ,393 6,60 3 Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 19,217 0, ,217 0,81 3 Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 9,85 17,103 9, ,494 8,97 3 Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,041 19,36 1 8,461 6,95 3 Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kv 12,50 6,874 8,28 3 6,874 8,28 3 Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 10,523 9, ,523 9,44 3 Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 8,585 12, ,523 9,44 3 Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 17,693-6, ,693-6,92 3 Bombeo N 2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 8,820-0,81 3 8,820-0,81 3 Bombeo N 3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 7,699-0,05 3 7,699-0,05 3 Bombeo N 4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 8,643-0,70 3 8,643-0,70 3 Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 7,834 2,36 3 7,834 2, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 78 de 124

79 AÑO 2021 ESCENARIO 2.2 Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en 220 kv a 71 subestaciones, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa entre el SING y el SIC nulas, aunque los sistemas se encuentran galvánicamente interconectados. Capacidad de Burden Conectado Criterio Favorable Capacidad de Burden Conectado Criterio Normal Año Escenario 2.2 Año Escenario 2.2 Normal Alerta Crítico S/I Normal Alerta Crítico S/I 55 19% 37 12% 64 21% 37 12% 17 6% % 15 5% % Figura 9.12: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2021, escenario 2.2. De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 64 de ellos presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2021, con despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias de potencia activa nulas. El listado se presenta en las siguientes tablas: 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 79 de 124

80 Tabla 9.15: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2021, escenario 2.2. Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 2.2 (Parte 1 de 2) Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,216 14,35 3 3,216 14,35 3 Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 8,319 12,74 3 9,201 11,23 3 Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 8,303 12,77 3 9,201 11,23 3 Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 9,201 4,11 3 9,201 4,11 3 Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 9,201-0,81 3 9,201-0,81 3 Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kv 10,53 6,857 6,93 3 7,113 6,50 3 Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kv 5,32 7,193 0,82 3 7,193 0,82 3 Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 27,760 12, ,177 11,95 3 Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 29,169 2, ,177 2,97 3 Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 29,171 2, ,177 2,97 3 Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 28,188 12, ,177 11,95 3 Crucero J13 Línea Norgener-Crucero C2 19,00 28,188 12, ,177 11,95 3 Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 19,00 29,177-4, ,177-4,88 3 Crucero JRE Reactor 19,00 29,177-6, ,177-6,26 3 SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kv 5,59 12,519 3, ,519 3,27 3 El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 18,413 1, ,413 1,11 3 Collahuasi JQB Línea Collahuasi-Quebrada Blanca 21,78 5,852 24,01 3 6,239 21,97 3 Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 24,375 10, ,636 6,73 3 Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 24,375 10, ,636 6,73 3 Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 32,611 1, ,636 0,89 3 Encuentro J6 Línea Encuentro-Miraje C2 16,01 32,090 17, ,636 16,46 3 Encuentro J7 Línea Encuentro-Miraje C1 16,01 32,090 17, ,636 16,46 3 Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 33,395 4, ,636 4,78 3 Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 33,395 4, ,636 4,78 3 Encuentro JT1 Transformador 220/23 kv lado 220 kv 16,01 33,636-1, ,636-1,05 3 Encuentro J10 Línea Encuentro-Spence 16,01 33,632 16, ,636 16,63 3 Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 33,632 6, ,636 6,38 3 Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 33,636 9, ,636 9,57 3 Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 33,636 9, ,636 9,57 3 Encuentro JS Seccionador 16,01 33,636-1, ,636-1,05 3 El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kv N 1 8,38 7,302 2,98 3 7,302 2,98 3 El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kv N 2 8,38 7,302 2,98 3 7,302 2,98 3 El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,265 13,85 2 7,302 7,46 3 Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kv N 1 9,71 9,613 0,40 3 9,613 0,40 3 Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kv N 2 9,71 9,613 0,40 3 9,613 0,40 3 Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,940 2, ,940 2,48 3 Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 6,232 26, ,777 13,42 3 Escondida JT6 Transformador N 6 220/69/6.9 kv 14,59 10,777 9, ,777 9,02 3 Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,777-2, ,777-2,96 3 Escondida JR2 Reactor 2 14,59 10,777-2, ,777-2, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 80 de 124

81 Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 2.2 (Parte 2 de 2) Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kv N 3 11,58 11,678 5, ,678 5,21 3 Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N 1 1,30 28,858 0, ,858 0,40 3 Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejillones 15,43 20,386 19, ,029 15,79 3 Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,766 17, ,029 15,79 3 Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 22,605 17, ,029 15,79 3 Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kv N 3 15,43 23,807 16, ,029 15,79 3 Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 24,029-0, ,029-0,55 3 Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 22,289 17, ,029 15,79 3 Chacaya TG2 Tranformador CTM2 15,43 21,745 18, ,029 15,79 3 Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 21,261 18, ,029 15,79 3 Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,867 17, ,029 15,79 3 Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 9,85 20,753 6, ,365 6,25 3 Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,711 15,98 1 9,864 5,33 3 Coloso JT1 Transformador 220/13.8 kv N 1 6,58 9,864 5,80 3 9,864 5,80 3 Coloso JT2 Transformador 220/13.8 kv N 2 6,58 9,864 5,80 3 9,864 5,80 3 O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 20,205 5, ,205 5,10 3 Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kv 12,50 7,486 7,12 3 7,486 7,12 3 Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,852 8, ,852 8,05 3 Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,557 10, ,852 8,05 3 Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,696-7, ,696-7,49 3 Bombeo N 2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 10,157-1, ,157-1,49 3 Bombeo N 3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 8,516-0,62 3 8,516-0,62 3 Bombeo N 4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 9,588-1,22 3 9,588-1,22 3 Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,790 1,45 3 8,790 1,45 3 En comparación al escenario símil del año 2018, escenario 1.2, se adicionan los siguientes 4 paños con transformadores de corriente saturados para los niveles de cortocircuito al 2021, con despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias de potencia activa nulas. Éstos son: Collahuasi JBQ: Línea Collahuasi-Quebrada Blanca. Encuentro J6: Línea Encuentro-Miraje Circuito N 2 (actual Encuentro-Atacama C2). Encuentro J7: Línea Encuentro-Miraje Circuito N 1 (actual Encuentro-Atacama C1). Encuentro J10: Línea Encuentro-Spence UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 81 de 124

82 AÑO 2021 ESCENARIO 2.3 Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kv, tanto existentes como proyectados, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencia de potencia activa máxima desde el SING al SIC, esto es, 120 MW. No se puede incrementar la transferencia hacia el SIC, ya que este escenario sólo contempla el despacho de generadores convencionales, lo que unido a la exportación de 250 MW desde el SING al SADI, deja estos 120 MW de remanencia para exportar al SIC. En caso de querer exportar más, se deberían comenzar a despachar unidades con combustible diesel, situación que presenta una muy baja probabilidad de ocurrencia por razones económicas. Capacidad de Burden Conectado Criterio Favorable Capacidad de Burden Conectado Criterio Normal Año Escenario 2.3 Año Escenario 2.3 Normal Alerta Crítico S/I Normal Alerta Crítico S/I 55 19% 37 12% 64 21% 37 12% 18 6% % 15 5% % Figura 9.13: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2021, escenario UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 82 de 124

83 Tabla 9.16: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2021, escenario 2.3. Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 2.3 (Parte 1 de 2) Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,221 14,32 3 3,221 14,32 3 Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 8,360 12,66 3 9,246 11,16 3 Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 8,344 12,69 3 9,246 11,16 3 Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 9,246 4,08 3 9,246 4,08 3 Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 9,246-0,82 3 9,246-0,82 3 Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kv 10,53 6,870 6,91 3 7,126 6,48 3 Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kv 5,32 7,221 0,80 3 7,221 0,80 3 Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 28,318 12, ,812 11,56 3 Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 29,812 2, ,812 2,78 3 Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 29,812 2, ,812 2,78 3 Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 28,861 12, ,812 11,56 3 Crucero J13 Línea Norgener-Crucero C2 19,00 28,861 12, ,812 11,56 3 Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 19,00 29,812-4, ,812-4,90 3 Crucero JRE Reactor 19,00 29,812-6, ,812-6,34 3 SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kv 5,59 12,659 3, ,659 3,18 3 El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 18,717 0, ,717 0,99 3 Collahuasi JQB Línea Collahuasi-Quebrada Blanca 21,78 5,874 23,89 3 6,261 21,87 3 Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 24,681 10, ,173 6,58 3 Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 24,681 10, ,173 6,58 3 Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 33,149 0, ,173 0,83 3 Encuentro J6 Línea Encuentro-Miraje C2 16,01 32,631 17, ,173 16,15 3 Encuentro J7 Línea Encuentro-Miraje C1 16,01 32,631 17, ,173 16,15 3 Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 33,932 4, ,173 4,66 3 Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 33,932 4, ,173 4,66 3 Encuentro JT1 Transformador 220/23 kv lado 220 kv 16,01 34,173-1, ,173-1,08 3 Encuentro J10 Línea Encuentro-Spence 16,01 34,169 16, ,173 16,09 3 Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 34,169 6, ,173 6,22 3 Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 34,173 9, ,173 9,32 3 Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 34,173 9, ,173 9,32 3 Encuentro JS Seccionador 16,01 34,173-1, ,173-1,08 3 El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kv N 1 8,38 7,321 2,97 3 7,321 2,97 3 El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kv N 2 8,38 7,321 2,97 3 7,321 2,97 3 El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,272 13,82 2 7,321 7,44 3 Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kv N 1 9,71 9,631 0,40 3 9,631 0,40 3 Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kv N 2 9,71 9,631 0,40 3 9,631 0,40 3 Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,968 2, ,968 2,47 3 Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 6,240 26, ,791 13,39 3 Escondida JT6 Transformador N 6 220/69/6.9 kv 14,59 10,791 8, ,791 8,99 3 Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,791-2, ,791-2,97 3 Escondida JR2 Reactor 2 14,59 10,791-2, ,791-2, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 83 de 124

84 Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 2.3 (Parte 2 de 2) Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kv N 3 11,58 11,695 5, ,695 5,19 3 Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N 1 1,30 28,914 0, ,914 0,40 3 Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejillones 15,43 20,407 19, ,055 15,77 3 Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,789 16, ,055 15,77 3 Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 22,624 17, ,055 15,77 3 Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kv N 3 15,43 23,833 15, ,055 15,77 3 Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 24,055-0, ,055-0,56 3 Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 22,314 17, ,055 15,77 3 Chacaya TG2 Tranformador CTM2 15,43 21,771 18, ,055 15,77 3 Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 21,287 18, ,055 15,77 3 Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,892 17, ,055 15,77 3 Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 9,85 20,774 6, ,386 6,24 3 Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,716 15,96 1 9,874 5,32 3 Coloso JT1 Transformador 220/13.8 kv N 1 6,58 9,874 5,78 3 9,874 5,78 3 Coloso JT2 Transformador 220/13.8 kv N 2 6,58 9,874 5,78 3 9,874 5,78 3 O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 20,249 5, ,249 5,08 3 Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kv 12,50 7,493 7,10 3 7,493 7,10 3 Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,870 8, ,870 8,03 3 Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,572 10, ,870 8,03 3 Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,716-7, ,716-7,49 3 Bombeo N 2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 10,169-1, ,169-1,49 3 Bombeo N 3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 8,524-0,62 3 8,524-0,62 3 Bombeo N 4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 9,599-1,23 3 9,599-1,23 3 Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,798 1,44 3 8,798 1,44 3 De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 64 de ellos presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2021, con despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con máximas transferencias de potencia desde el SING al SIC. Se observa una muy leve diferencia entre los escenarios 2.2 y 2.3, específicamente para el criterio favorable: el escenario 1.3 presenta un interruptor más en estado de alerta que el escenario 1.2. Sin embargo, a nivel de criterio normal, ambos escenarios son totalmente coincidentes AÑO 2021 ESCENARIO 2.4 Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kv, tanto existentes como proyectados, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 850 MW. No se 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 84 de 124

85 puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia reactiva en el SING, particularmente en la zona sur-cordillera, aun cuando se sacan de servicio los reactores de barra de la línea de interconexión en 500 kv. Al incrementar las transferencias desde el SIC, se desplazan unidades generadoras convencionales del SING, por lo que la distribución de potencia activa y reactiva comienza a acumularse en un solo punto del SING: S/E Los Changos. Dado que este escenario posee una alta probabilidad de ocurrencia en escenarios de hidrología húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se deberá realizar un análisis detallado del control de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las transferencias SIC a SING, hasta 1500 MW, inicialmente. Capacidad de Burden Conectado Criterio Favorable Capacidad de Burden Conectado Criterio Normal Año Escenario 2.4 Año Escenario 2.4 Normal Alerta Crítico S/I Normal Alerta Crítico S/I 44 15% 37 13% 59 20% 37 12% 20 7% % 15 5% % Figura 9.14: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2021, escenario 2.4. De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 59 de ellos presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2021, con despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con máximas transferencias de potencia desde el SIC al SING. Este escenario redunda en niveles de cortocircuito inferiores a los otros dos escenarios analizados al 2018, debido al menor despacho de unidades generadoras del SING UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 85 de 124

86 El listado de transformadores de corriente en estado crítico para el criterio normal de cortocircuitos se presenta en las siguientes 2 tablas: Tabla 9.17: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2021, escenario 2.4. Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 2.4 (Parte 1 de 2) Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,180 14,58 3 3,180 14,58 3 Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 8,004 13,36 3 8,848 11,80 3 Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 7,989 13,39 3 8,848 11,80 3 Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 8,848 4,40 3 8,848 4,40 3 Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 8,848-0,77 3 8,848-0,77 3 Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kv 10,53 6,750 7,12 3 7,003 6,68 3 Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kv 5,32 6,969 1,04 3 6,969 1,04 3 Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 24,684 15, ,868 14,24 3 Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 25,861 4, ,868 4,12 3 Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 25,862 4, ,868 4,12 3 Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 24,825 15, ,868 14,24 3 Crucero J13 Línea Norgener-Crucero C2 19,00 24,891 15, ,868 14,24 3 Crucero JT1 Transformador 220/23 kv N 1 19,00 25,868-4, ,868-4,73 3 Crucero JRE Reactor 19,00 25,868-5, ,868-5,78 3 SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kv 5,59 11,731 3, ,731 3,78 3 El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 16,755 1, ,755 1,81 3 Collahuasi JQB Línea Collahuasi-Quebrada Blanca 21,78 5,676 25,03 2 6,063 22,87 3 Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 20,767 12, ,555 8,07 3 Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 20,767 12, ,555 8,07 3 Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 28,589 1, ,555 1, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 86 de 124

87 Saturación de transformadores de corriente - Año Escenario 2.4 (Parte 2 de 2) Criterio Favorable Criterio Normal S/E Paño Instalación BR [VA] BTM BTM I'kss [ka] Estado I'kss [ka] Estado [VA] [VA] Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 29,314 5, ,555 5,86 3 Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 29,314 5, ,555 5,86 3 Encuentro JT1 Transformador 220/23 kv lado 220 kv 16,01 29,555-0, ,555-0,79 3 Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 29,551 7, ,555 7,81 3 Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 0,000 N/A 3 29,555 11,72 3 Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 0,000 N/A 3 29,555 11,72 3 Encuentro JS Seccionador 16,01 29,555-0, ,555-0,79 3 El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kv N 1 8,38 7,052 3,14 3 7,052 3,14 3 El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kv N 2 8,38 7,052 3,14 3 7,052 3,14 3 El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,136 14,33 1 7,052 7,78 3 Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kv N 1 9,71 9,235 0,54 3 9,235 0,54 3 Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kv N 2 9,71 9,235 0,54 3 9,235 0,54 3 Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,361 2, ,361 2,76 3 Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 5,812 28, ,152 14,51 3 Escondida JT6 Transformador N 6 220/69/6.9 kv 14,59 10,152 10, ,152 10,11 3 Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,152-2, ,152-2,78 3 Escondida JR2 Reactor 2 14,59 10,152-2, ,152-2,78 3 Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kv N 3 11,58 10,925 5, ,925 5,98 3 Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N 1 1,30 0,000 N/A 3 26,882 0,65 3 Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejillones 15,43 19,985 20, ,306 16,47 3 Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,110 17, ,306 16,47 3 Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 21,965 17, ,306 16,47 3 Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kv N 3 15,43 23,091 16, ,306 16,47 3 Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 23,306-0, ,306-0,38 3 Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 21,576 18, ,306 16,47 3 Chacaya TG2 Tranformador CTM2 15,43 21,041 18, ,306 16,47 3 Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 20,557 19, ,306 16,47 3 Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,163 18, ,306 16,47 3 Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kv 9,85 20,165 6, ,764 6,61 3 Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,259 18,14 1 8,918 6,36 3 O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 16,592 7, ,592 7,17 3 Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kv 12,50 7,325 7,40 3 7,325 7,40 3 Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,070 8, ,070 8,83 3 Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,008 11, ,070 8,83 3 Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,107-7, ,107-7,42 3 Bombeo N 2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 9,281-1,06 3 9,281-1,06 3 Bombeo N 3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 8,012-0,28 3 8,012-0,28 3 Bombeo N 4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kv 4,42 9,022-0,92 3 9,022-0,92 3 Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,180 2,00 3 8,180 2, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 87 de 124

88 9.4. RESUMEN DE CC EN BARRAS DEL SING A continuación, se presentan un resumen de los niveles de cortocircuito obtenidos para los diferentes escenarios evaluados. Tabla 9.18: Resumen de resultados obtenidos del análisis de cortocircuito sobre 220 kv, año Niveles de cortocircuito en barras del SING [ka] - Año 2018 (Parte 1 de 2) Subestación Esc 1.1 Esc 1.2 Esc 1.3 Esc 1.4 Andes ,867 10,616 10,715 10,305 Angamos ,853 22,604 23,685 20,810 Antucoya 220 6,000 5,687 5,865 5,229 Atacama ,088 16,361 20,660 11,496 Calama 220 7,799 6,358 6,400 6,118 Chacaya ,485 23,535 23,814 19,217 Chimborazo 220 7,919 7,919 7,919 7,919 Chuquicamata 220 8,880 7,262 7,318 6,947 Cochrane ,151 12,940 12,991 12,714 Collahuasi 220 6,457 5,485 5,586 5,272 Coloso ,415 9,302 9,664 8,461 Cóndores 220 3,190 2,816 2,839 2,785 Crucero ,337 21,045 21,598 18,855 Domeyko ,066 11,360 11,662 10,523 EB Sierra Gorda ,772 13,162 13,710 12,376 El Abra 220 2,967 2,898 2,914 2,828 El Cobre ,091 16,614 17,077 14,945 El Tesoro 220 7,417 7,039 7,122 6,705 Encuentro ,471 23,951 24,723 20,996 Enlace 220 1,175 1,173 1,174 1,163 Escondida ,950 10,381 10,623 9,697 Escondida Bombeo # ,363 9,634 9,970 8,820 Escondida Bombeo # ,656 8,211 8,404 7,699 Escondida Bombeo # ,743 9,239 9,457 8,643 Escondida Palestina 220 8,971 8,425 8,658 7,834 Esmeralda 220 3,876 3,601 3,847 3,219 Esperanza 220 8,023 7,569 7,664 7,191 Farellón 220 8,269 8,269 8,269 8,269 Fortuna 220 9,771 9,320 9,467 8,783 Gaby 220 4,232 4,147 4,175 4,035 Kapatur ,767 24,318 26,547 21,426 Kelar ,381 20,386 21,699 16,928 La Cruz ,315 13,130 13,436 11,880 Laberinto ,359 17,661 18,200 15,821 Laguna Seca 220 8,147 7,820 7,961 7,415 Lagunas 220 9,837 8,240 8,570 7, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 88 de 124

89 Niveles de cortocircuito en barras del SING [ka] - Año 2018 (Parte 2 de 2) Subestación Esc 1.1 Esc 1.2 Esc 1.3 Esc 1.4 Lomas Bayas ,184 11,491 11,715 10,684 Los Changos ,144 23,726 25,995 21,146 Los Changos 500 9,789 7,317 8,625 7,833 Mantos Blancos 220 8,025 7,371 7,432 6,874 María Elena ,535 15,030 15,480 13,323 Mejillones ,751 20,958 21,191 17,494 Miraje ,165 16,571 17,457 13,999 MMH 220 3,811 3,698 3,726 3,578 MolyCop ,067 21,293 21,520 17,693 Norgener 220 9,439 8,815 8,910 8,400 Nueva Crucero-Encuentro ,884 23,444 24,146 20,721 Nueva Crucero-Encuentro ,778 10,271 10,578 9,078 Nueva Victoria 220 7,479 6,587 6,778 6,311 Nueva Zaldivar ,582 11,875 12,167 11,030 OGP ,295 8,882 9,058 8,377 O'Higgins ,884 17,974 19,388 15,073 Óxidos ,636 10,978 11,260 10,195 Parinacota 220 1,839 1,352 1,355 1,346 Pozo Almonte 220 3,669 3,113 3,346 3,063 Puri 220 6,781 6,781 6,781 6,781 Quebrada Blanca 220 4,645 3,954 4,006 3,842 Quillagua 220 7,966 6,515 6,591 6,309 Radomiro Tomic 220 3,546 3,448 3,470 3,350 Salar 220 9,072 7,529 7,589 7,195 Sierra Gorda 220 6,367 6,059 6,132 5,742 Spence 220 4,225 4,087 4,120 3,940 SQM El Loa ,695 10,728 10,924 9,888 Sulfuros ,885 11,203 11,494 10,393 Tap Off Barriles ,666 8,371 8,467 7,954 Tap Off Capricornio 8,426 7,872 7,935 7,250 Tap Off El Loa ,076 14,782 15,158 13,231 Tap Off Llanos 220 1,547 1,496 1,498 1,493 Tap Off Oeste 6,826 6,658 6,722 6,444 Tarapacá 220 7,524 6,789 6,903 6,640 Tocopilla , Zaldívar ,512 11,811 12,101 10, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 89 de 124

90 Tabla 9.19: Resumen de resultados obtenidos del análisis de cortocircuito sobre 220 kv, año Niveles de cortocircuito en barras del SING [ka] - Año 2021 (Parte 1 de 2) Subestación Esc 2.1 Esc 2.2 Esc 2.3 Esc 2.4 Andes ,195 11,086 11,094 10,827 Angamos ,161 28,858 28,914 26,882 Antucoya 220 6,176 6,108 6,125 5,579 Atacama ,236 20,959 20,995 12,085 Calama 220 8,209 7,583 7,924 6,659 Chacaya ,540 24,029 24,055 23,306 Chimborazo 220 7,919 7,919 7,919 7,919 Chuquicamata 220 9,353 8,032 8,679 7,512 Cochrane ,397 13,325 13,345 13,156 Collahuasi 220 6,621 6,239 6,261 6,063 Coloso ,506 9,864 9,874 8,918 Cóndores 220 2,943 2,881 2,884 2,859 Crucero ,614 29,177 29,812 25,868 Domeyko ,132 11,852 11,870 11,070 EB Sierra Gorda ,866 15,348 15,373 14,258 El Abra 220 3,053 3,028 3,035 2,975 El Cobre ,264 17,554 17,616 16,347 El Tesoro 220 7,519 7,302 7,321 7,052 Encuentro ,726 33,636 34,173 29,555 Enlace ,527 11,289 11,349 9,607 Escondida ,003 10,777 10,791 10,152 Escondida Bombeo # ,441 10,157 10,169 9,281 Escondida Bombeo # ,698 8,516 8,524 8,012 Escondida Bombeo # ,789 9,588 9,599 9,022 Escondida Palestina 220 9,023 8,790 8,798 8,180 Esmeralda 220 3,883 3,860 3,861 3,275 Esperanza 220 8,112 7,832 7,852 7,555 Farellón 220 8,269 8,269 8,269 8,269 Fortuna 220 9,820 9,613 9,631 9,235 Gaby 220 4,242 4,202 4,206 4,130 Kapatur ,308 36,987 37,093 34,439 Kelar ,398 25,931 26,001 36,409 La Cruz ,863 16,049 16,238 14,743 Laberinto ,557 18,750 18,820 17,357 Laguna Seca 220 8,177 8,049 8,057 7,682 Lagunas 220 9,995 9,201 9,246 8, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 90 de 124

91 Niveles de cortocircuito en barras del SING [ka] - Año 2021 (Parte 2 de 2) Subestación Esc 2.1 Esc 2.2 Esc 2.3 Esc 2.4 Lomas Bayas ,261 11,940 11,968 11,361 Los Changos ,677 36,443 36,550 33,758 Los Changos ,585 14,102 14,204 13,097 Mantos Blancos 220 8,034 7,486 7,493 7,325 María Elena ,521 19,405 19,704 17,403 Mejillones ,787 21,365 21,386 20,764 Miraje ,178 21,105 21,387 17,662 MMH 220 3,944 3,904 3,915 3,808 MolyCop ,111 21,696 21,716 21,107 Norgener ,020 9,638 9,685 9,292 Nueva Crucero-Encuentro ,947 33,754 34,336 29,923 Nueva Crucero-Encuentro ,748 14,787 15,042 13,109 Nueva Victoria 220 7,615 7,193 7,221 6,969 Nueva Zaldivar ,648 12,362 12,381 11,607 OGP ,333 9,170 9,180 8,714 O'Higgins ,271 20,205 20,249 16,592 Óxidos ,697 11,437 11,453 10,707 Parinacota 220 1,372 1,362 1,363 1,359 Pozo Almonte 220 3,713 3,216 3,221 3,180 Puri 220 6,781 6,781 6,781 6,781 Quebrada Blanca 220 4,725 4,538 4,549 4,449 Quillagua 220 7,073 6,935 6,956 6,776 Radomiro Tomic 220 3,669 3,633 3,644 3,557 Salar 220 9,518 8,575 9,050 7,833 Sierra Gorda 220 6,748 6,630 6,663 6,358 Spence 220 4,389 4,339 4,353 4,221 SQM El Loa ,510 12,519 12,659 11,731 Sulfuros ,949 11,678 11,695 10,925 Tap Off Barriles ,511 9,205 9,254 8,854 Tap Off Capricornio 8,429 7,988 7,995 7,820 Tap Off El Loa ,702 18,413 18,717 16,755 Tap Off Llanos 220 1,548 1,499 1,499 1,495 Tap Off Oeste 6,841 6,771 6,776 6,607 Tarapacá 220 7,444 7,113 7,126 7,003 Tocopilla , Zaldívar ,576 12,293 12,312 11, UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 91 de 124

92 10. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO Se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de contingencias simples en cada una de las líneas y transformadores del SING, energizados en 220 kv, para los distintos escenarios de operación definidos en la sección 8.5. Bajo este contexto, se presentan los resultados de los flujos de potencia para contingencia N-1, considerando distintas condiciones de operación del enlace de interconexión entre el SING y el SIC, tomando en cuenta además, el enlace de interconexión entre el SING y el SADI. Estos análisis fueron desarrollados realizando contingencias simples en todas las líneas de 220 kv del SING, y en los transformadores con relación 500/220 kv proyectados, los que se ubicarán en las subestaciones Los Changos y Nueva Crucero Encuentro. Para cada una de las contingencias, se analizan los resultados de tensión y grado de utilización de elementos series del SING post-contingencia, detectando aquellas instalaciones que presenten algún incumplimiento normativo tras la ocurrencia de cierta(s) contingencia(s), en particular, de los Artículos 5-24, 5-28 y 5-31 de la NTSyCS vigente, referentes a los niveles de tensión en barras y el nivel de carga en elementos series del sistema de transmisión, para la condición postcontingencia simple, definida como Estado de Alerta RESULTADOS AÑO 2018 (TOPOLOGÍA 1) A continuación se presentan los resultados obtenidos para los escenarios que consideran la topología de los sistemas al año En la Tabla 10.2, en la Tabla 10.3 y en la Tabla 10.4 se presentan los resultados de sobrecarga, tanto para líneas de transmisión como para transformadores, obtenidos para cada escenario del año 2018, esto es, escenarios 1.2 a 1.7. En ellas se presenta un resumen del nivel de carga de las líneas de transmisión que ven sobrepasada su capacidad de transmisión en régimen permanente, tras la ocurrencia de una contingencia simple, indicando además aquella contingencia de mayor criticidad para cada instalación afectada UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 92 de 124

93 Adicionalmente, es de interés mencionar que si bien se presentan líneas de transmisión con condición de sobrecarga en condición de precontingencia, esta situación está explicada por la capacidad de equipamiento secundario en la actualidad, siendo estos límites considerados en las simulaciones del EIST 2015, y no la capacidad térmica propia de la línea. Por lo tanto, una condición de sobrecarga precontingencia sobre estas instalaciones, no significa una condición inadaptada de las líneas de transmisión ni le resta sentido al análisis estático-dinámico desarrollado con fines técnicos de planificación. Bajo este contexto, en la Tabla 10.1 se presenta la capacidad térmica de las líneas y su límite de transmisión actual. Tabla 10.1: Líneas con limitación por equipamiento secundario que presentan sobrecarga precontingencia en los años 2018 y Línea Capacidad Límite actual Motivo térmica [A] [A] limitación 220 kv El Tesoro-Esperanza Protecciones 220 kv Encuentro-El Tesoro Protecciones 220 kv Crucero-Radomiro Tomic TC 220 kv El Cobre-Gaby Protecciones 220 kv Encuentro-Spence Protecciones 110 kv Cóndores-Tap Off Alto Hospicio Protecciones 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 93 de 124

94 Tabla 10.2: Líneas de transmisión del SING en 220 kv con sobrecarga tras contingencia (Parte 1 de 2). Escenario Transfencia de Potencia SING- SIC (MW) 1.2 Con SADI 0 Con SADI Sin SADI Con SADI Sin SADI Con SADI 0 Líneas de Transmisión con sobrecarga Nivel de Carga Nivel de Carga Incremento grado de Contingencia más crítica Precont. (%) Postcont. (%) carga (%) Línea 220 kv El Tesoro-Esperanza Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C2 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C2 Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Línea 220 kv Encuentro-Collahuasi.C2 Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Tap Off Llanos-Tap Off Palestina Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Cobre-Gaby Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Línea Encuentro-Cochrane #1 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Gaby Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Tesoro-Esperanza Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Línea Encuentro-Cochrane #2 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Gaby Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Tesoro-Esperanza Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv El Cobre-Esperanza Circuito Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza. Circuito Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C2 Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Línea 220 kv O'Higgins-Puri Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Tap Off Llanos-Tap Off Palestina Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº Línea220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko Línea220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Cobre-Gaby Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Línea 220 kv Domeyko-OGP1 Línea 220 kv El Cobre-Gaby Línea 220 kv Domeyko-OGP1 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Domeyko-Laguna Seca Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Domeyko-Laguna Seca Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Tap Off Llanos-Tap Off Palestina Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Cobre-Gaby Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko Línea 220 kv O'Higgins-Farellon 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 94 de 124

95 Tabla 10.3: Líneas de transmisión del SING en 220 kv con sobrecarga tras contingencia (Parte 2 de 2). Escenario 1.6 Con SADI Transfencia de Potencia SING- SIC (MW) Con SADI Líneas de Transmisión con sobrecarga Nivel de Carga Nivel de Carga Incremento grado de Contingencia más crítica Precont. (%) Postcont. (%) carga (%) Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Línea Encuentro-Cochrane #2 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Tap Off Llanos-Tap Off Palestina Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Cobre-Gaby Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Atacama-O'Higgins C Línea 220 kv Atacama-O'Higgins C2 Línea 220 kv Atacama-O'Higgins C Línea 220 kv Atacama-O'Higgins C1 Línea 220 kv El Tesoro-Esperanza Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C2 Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Tap Off Llanos-Tap Off Palestina Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Cobre-Gaby Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Línea 220 kv T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Tabla 10.4: Transformadores de dos y tres devanados con lado de alta tensión de 220 kv con sobrecarga. 1.2 Con SADI Escenario Transfencia de Potencia SING- SIC (MW) Con SADI Sin SADI Con SADI Sin SADI Con SADI Con SADI Con SADI Transformador Nivel de Carga Nivel de Carga Contingencia más Crítica Precont. (%) Postcont. (%) Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones Escondida B2 220/66 kv N Línea 345 kv Central Salta-Andes Escondida B2 220/66 kv N Línea 345 kv Central Salta-Andes Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones Escondida B2 220/66 kv N Línea 345 kv Central Salta-Andes Escondida B2 220/66 kv N Línea 345 kv Central Salta-Andes Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv O'Higgins-Puri Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv O'Higgins-Puri Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv Domeyko-OGP1 Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv Domeyko-OGP1 Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones Los Changos T1 525/ MVA Los Changos T2 525/230 kv 750 MVA Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Escondida B2 220/66 kv N Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 95 de 124

96 De acuerdo a lo indicado en la Tabla 10.2, en la Tabla 10.3 y en la Tabla 10.4, se destaca lo siguiente: Las sobrecargas que se evidencian en la Línea 1x220 kv El Tesoro-Esperanza y en la Línea 1x220 kv Encuentro-El Tesoro, tras la ocurrencia de contingencias en uno de los circuitos de la Línea 2x220 kv El Cobre-Esperanza o en la Línea 1x220 kv Encuentro-El Tesoro, son atribuibles al aumento de consumo de las faenas de las mineras Esperanza y El Tesoro, y no a la interconexión SIC-SING-SADI. Situación similar ocurre con la sobrecarga sostenida en la Línea 1x220 kv Crucero-Radomiro Tomic y en la Línea 1x220 kv El Cobre-Gaby. Para todos los escenarios de operación analizados al año 2018 con interconexión SING- SADI, exportando 250 MW desde el SING al SADI, la actual Línea 1x220 kv O Higgins- Domeyko ve sobrepasada su capacidad de conductor tras contingencias en el corredor O Higgins-Domeyko, destacándose la salida de servicio de la proyectada Línea 1x220 kv O Higgins-Farellón (actual Línea 1x220 kv Atacama-Domeyko que será seccionada en la S/E O Higgins como parte del proyecto EWS de MEL). Lo anterior está relacionado con el aumento de demanda de MEL, unido a un incremento del grado de utilización de las líneas de transmisión ubicadas entre la zona de O Higgins y la alta cordillera (S/E Domeyko) por la exportación de potencia hacia el SADI, teniendo en cuenta que se encuentran grandes polos de generación en las SS/EE Chacaya, Kapatur (recibe generación de Kelar y Angamos) y GasAtacama, las cuales utilizan las líneas ubicadas entre O Higgins y Domeyko para llevar su generación a la alta cordillera sur, donde se encuentra la interconexión con el SADI. Esta situación se ve mermada cuando no se producen exportaciones hacia el SADI, no obstante, el corredor ya se encuentra al borde de su capacidad nominal, por lo que cualquier incremento de potencia deberá venir acompañado de nuevas obras de transmisión. Se observa una limitante natural en la máxima transferencia SIC-SING, explicada principalmente por la capacidad de los autotransformadores 550/220 kv que se instalarán en S/E Los Changos. Dado que cada autotransformador es de 750 MVA nominales, y al 2018 se instalarán sólo dos de estos equipos (de acuerdo a lo informado en las obras de 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 96 de 124

97 interconexión), el máximo intercambio entre el SING y el SIC estará sujeto a la salida de servicio de uno de esos dos transformadores, alcanzando una transferencia máxima de los 750 MVA nominales del autotransformador más su capacidad de sobrecarga permanente. Si esta capacidad de sobrecarga permanente se asume de 20%, la máxima transferencia del enlace por concepto N-1 de transformación sería de 900 MVA. Los transformadores de Escondida 220/66 kv N 5 y N 6 presentan leves sobrecargas tras contingencias simples en ciertas líneas de transmisión, debido principalmente al incremento de demanda de MEL. Esta situación es más severa frente a una contingencia simple en la Línea 1x220 kv O Higgins-Domeyko. El transformador Capricornio 220/110/13.8 kv ve sobrepasada su capacidad nominal frente a contingencias en la Línea 1x220 kv Chacaya-Mejillones, no obstante, esta condición de sobrecarga se debe al incremento proyectado en los consumos de la zona Mejillones y Antofagasta, situación que deberá venir acompañada de obras que permitan adaptar el sistema. El presente estudio no ha contemplado Políticas de Operación existentes en la actualidad, ya que podrían carecer de sentido en escenarios futuros, y el objetivo del presente estudio es identificar situaciones subestándares con el sistema operando naturalmente, en particular las redes de 220 kv. En la Tabla 10.5 se presenta un resumen de las tensiones en barras del SING en 220 kv que quedan bajo 0.93 pu tras la ocurrencia de cierta(s) contingencia(s) UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 97 de 124

98 Escenario Tabla 10.5: Nivel de tensión en barras del SING en 220 kv bajo 0.93 pu tras contingencia. Transfencia de Potencia SING- SIC (MW) 1.2 Con SADI 0 Con SADI Sin SADI Con SADI Sin SADI Con SADI Con SADI Con SADI Barra Nivel de Tensión Nivel de Tensión Contingencia Precont. (pu) Postcont. (pu) El Tesoro 220 0,964 0,912 Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Escondida Laguna Seca 220 0,957 0,921 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Esperanza 220 0,959 0,914 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro El Tesoro 220 0,964 0,913 Línea 220 kv Crucero-Radomiro Tomic Escondida Laguna Seca 220 0,959 0,923 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Esperanza 220 0,960 0,916 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro El Tesoro 220 0,969 0,921 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Esperanza 220 0,966 0,923 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C2 El Tesoro 220 0,956 0,922 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Puri 220 0,973 0,916 Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Farellon 220 0,992 0,923 Línea 220 kv Farellon-Chimborazo Chimborazo 220 0,965 0,921 Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Gaby 220 0,969 0,925 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Escondida Bombeo 220 #4 0,963 0,923 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Nueva Zaldivar 220 kv B2 0,962 0,924 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Zaldívar 220 B1 0,962 0,923 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Domeyko kv 0,957 0,916 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Domeyko kv 0,957 0,916 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Sulfuros 220 0,957 0,917 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Escondida B1 220 kv 0,956 0,916 Línea 220 kv Farellon-Chimborazo Escondida B2 220 kv 0,956 0,921 Línea 220 kv O'Higgins-Puri OGP1 220 B1 220 kv 0,955 0,915 Línea 220 kv O'Higgins-Puri OGP1 220 B2 220 kv 0,955 0,915 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Escondida Oxidos 220 0,957 0,916 Línea 220 kv El Tesoro-Esperanza Esperanza 220 0,951 0,903 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Escondida Laguna Seca 220 0,944 0, kv O'Higgins-Puri Se evidencias problemas de subtensión por falta de potencia reactiva en la zona sur-cordillera El Tesoro 220 0,964 0,912 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Esperanza 220 0,959 0,914 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro El Tesoro 220 0,962 0,910 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Esperanza 220 0,959 0,912 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Farellon 220 0,981 0,923 Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Puri 220 0,962 0,921 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Chimborazo 220 0,954 0,920 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Escondida Bombeo 220 #4 0,952 0,923 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 Zaldívar 220 B2 0,952 0,918 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Domeyko kv 0,947 0,911 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Nueva Zaldivar 220 kv B1 0,952 0,919 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Zaldívar 220 B1 0,952 0,918 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Domeyko kv 0,947 0,911 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Nueva Zaldivar 220 kv B2 0,952 0,919 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Escondida Oxidos 220 0,946 0,911 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Sulfuros 220 0,947 0,911 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko El Tesoro 220 0,947 0,869 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Escondida B2 220 kv 0,946 0,911 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Escondida B1 220 kv 0,946 0,911 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko OGP1 220 B1 0,945 0,909 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko OGP1 220 B2 0,945 0,909 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko Gaby 220 0,959 0,916 Línea 220 kv Laberinto-El Cobre Esperanza 220 0,941 0,872 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Escondida Laguna Seca 220 0,933 0,897 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 98 de 124

99 De acuerdo a lo indicado en la Tabla 10.5, se destaca lo siguiente: Las tensiones en las barras El Tesoro 220 kv y Esperanza 220 kv se encuentran bajo 0.93 pu tras la ocurrencia de una contingencia simple en la Línea 1x220 kv Encuentro-El Tesoro, lo que se explica por el aumento de demanda de las faenas de las mineras Esperanza y El Tesoro, y la falta de infraestructura en de obras de transmisión que adapten estos incrementos en los consumos. Para las sensibilidades sin interconexión SADI de los escenarios 1.3 y 1.4, se ha considerado la Línea 1x345 kv Andes-Salta en servicio operando en vacío, por lo que se inyectan cerca de 80 MVAr de potencia reactiva capacitiva a la zona sur-cordillera. En los escenarios que presentan un SING excedentario de generación, esto es, con transferencias desde el SING hacia el SIC (y hacia el SADI), los problemas de subtensión en la zona sur-cordillera disminuyen debido al mayor número de máquinas convencionales despachadas y que abastecen de forma directa a la zona sur-cordillera con capacidad de realizar un mejor control de tensión en dicha zona. Sin perjuicio de lo anterior, este problema comienza a incrementarse nuevamente toda vez que las centrales ERNC, concentradas principalmente en la zona centro y norte del SING, desplacen generación convencional, en particular, centrales que suministran potencia a la zona sur-cordillera, por ejemplo: Kelar y GasAtacama, u otras conectadas a las subestaciones Angamos y Chacaya. En los escenarios que presentan un SING deficitario de generación, esto es, con inyecciones de potencia desde el SIC hacia el SING, los montos máximos de transferencia por el enlace SIC-SING se ven restringidos por el bajo nivel de tensión en barras de la zona sur-cordillera del SING, por ejemplo: Escondida 220 kv, Nueva Zaldívar 220 kv, Domeyko 220 kv, OGP1 220 kv, etc. Estos bajos niveles de tensión se presentan frente a contingencias en varias líneas de transmisión, destacándose contingencias en la Línea 1x220 kv O Higgins-Domeyko y en la Línea 1x220 kv O Higgins-Puri, debido a la falta de potencia reactiva en la zona sur-cordillera y los altos niveles de demanda en esa misma 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 99 de 124

100 zona. Es importante mencionar, que para estos casos, los reactores en barra del enlace SIC-SING 500 kv se encuentran desconectados RESULTADOS AÑO 2021 (TOPOLOGÍA 2) A continuación, y de manera similar a lo expuesto en la sección 11.1 del presente documento, se presentan los resultados obtenidos para los escenarios que consideran la topología de los sistemas al año En las Tablas 9.6, 9.7 y 9.8 se presentan los resultados de sobrecarga, tanto para líneas de transmisión como para transformadores, obtenidos para cada escenario del año 2021, esto es, escenarios 2.2 a 2.7. En ellas se presenta un resumen del nivel de carga de las líneas de transmisión que ven sobrepasada su capacidad de transmisión en régimen permanente, tras la ocurrencia de una contingencia simple, indicando además aquella contingencia de mayor criticidad para cada instalación afectada. Tabla 10.6: Líneas de transmisión del SING en 220 kv con sobrecarga tras contingencia (Parte 1 de 2). Escenario Transfencia de Potencia SING- SIC (MW) 2.2 Con SADI Con SADI Sin SADI Líneas de Transmisión con sobrecarga Nivel de Carga Nivel de Carga Incremento grado de Contingencia más crítica Precont. (%) Postcont. (%) carga (%) Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C2 Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv Escondida B/S1-Escondida Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv Escondida B/S1-Escondida Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C2 Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Escondida B/S1-Escondida Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C2 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 100 de 124

101 Tabla 10.7: Líneas de transmisión del SING en 220 kv con sobrecarga tras contingencia (Parte 2 de 2). Escenario Transfencia de Potencia SING- SIC (MW) 2.4 Sin SADI Con SADI Con SADI Con SADI Líneas de Transmisión con sobrecarga Nivel de Carga Nivel de Carga Incremento grado de Contingencia más crítica Precont. (%) Postcont. (%) carga (%) Línea 220 kv El Tesoro-Esperanza Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C2 Línea 220 kv Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C Línea 220 kv Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C1 Línea 220 kv Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C Línea 220 kv Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C2 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C2 Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Puri Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos Línea 220 kv O'Higgins-Puri Línea 220 kv Tap Off Llanos-Tap Off Palestina Línea 220 kv O'Higgins-Puri Línea 220 kv T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº Línea 220 kv O'Higgins-Puri Línea 220 kv T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº Línea 220 kv O'Higgins-Puri Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko Línea 220 kv O'Higgins-Puri Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Sulfuros Línea 220 kv El Tesoro-Esperanza Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C2 Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Tap Off Llanos-Tap Off Palestina Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv Escondida B/S1-Escondida Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv Domeyko-Escondida B/S Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 Línea 220 kv El Tesoro-Esperanza Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C2 Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Tap Off Llanos-Tap Off Palestina Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Tesoro-Esperanza Línea 220 kv Domeyko-Laguna Seca Línea 220 kv T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv Escondida B/S1-Escondida Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv Domeyko-Escondida B/S Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv Domeyko-Escondida Línea 220 kv El Tesoro-Esperanza Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso Línea 220 kv O'Higgins-Coloso C2 Línea 220 kv O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Tap Off Llanos-Tap Off Palestina Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos Línea 220 kv O'Higgins-Puri Línea 220 kv T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Línea 220 kv T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko Línea 220 kv O'Higgins-Farellon Línea 220 kv Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C Línea 220 kv Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C1 Línea 220 kv Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C Línea 220 kv Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C2 Línea 220 kv Escondida B/S1-Escondida Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv Domeyko-Escondida B/S Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Línea 220 kv Domeyko-Escondida 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 101 de 124

102 Tabla 10.8: Transformadores de dos y tres devanados con lado de alta tensión de 220 kv con sobrecarga. Escenario Transfencia de Potencia SING- SIC (MW) Transformador Nivel de Carga Precont. (%) Nivel de Carga Postcont. (%) Contingencia más Crítica 2.2 Con SADI 0 Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones 2.3 Con SADI Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones Sin SADI Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones 2.4 Sin SADI Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Laberinto-Mantos Blancos 2.5 Con SADI 0 Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones 2.6 Con SADI Cóndores 220/115/13.8 kv Línea 220 kv Tarapacá-Cóndores Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones 2.7 Con SADI Capricornio 220/110/13.8 kv Línea 220 kv Chacaya-Mejillones De acuerdo a lo indicado en las Tablas 9.6, 9.7 y 9.8, se destaca lo siguiente: Se evidencian los mismos problemas que fueron detectados en los escenarios asociados al año 2018, esto es: o Problemas de sobrecarga de ciertas líneas asociadas a consumos específicos, las cuales estarían desadaptadas para abastecer los aumentos de demanda propios, informados al año 2021 (Esperanza, El Tesoro, Radomiro Tomic, Gaby, etc.), siempre y cuando estos incrementos en el consumo finalmente se lleven a cabo. o Problemas de sobrecarga en el corredor O Higgins-Domeyko frente a la salida de servicio de una de las líneas que lo conforman, y de otras líneas presentes en la zona sur-cordillera del SING. Lo anterior ocurre cuando se encuentra en funcionamiento la interconexión SING-SADI, con flujos desde el SING hacia el SADI. Al 2021, este problema se incrementa en relación a lo analizado en el año 2018, ya que las sobrecargas se presentan aun cuando la interconexión con el SADI se encuentra fuera de servicio, y está explicado principalmente por los incrementos de demanda de MEL y de Minera Zaldívar. Se evidencian sobrecargas en uno de los circuitos de la Línea 2x220 kv Encuentro-Nueva Crucero Encuentro toda vez que el circuito paralelo sale de servicio. De esta forma, este corredor no estaría cumpliendo criterio N-1 en transmisión cuando las transferencias por el enlace SIC-SING van en dirección desde SIC hacia el SING. Así, las transferencias se 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 102 de 124

103 verían limitadas por esta situación, por lo que se requieren realizar análisis específicos orientados a reforzar el corredor en comento, o al desarrollo de esquemas contra contingencias específicas en él. En la Tabla 10.9 se presenta un resumen de las tensiones en barras del SING en 220 kv que quedan bajo 0.93 pu tras la ocurrencia de cierta(s) contingencia(s). Escenario Tabla 10.9: Nivel de tensión en barras del SING en 220 kv bajo 0.93 pu. Transfencia de Potencia SING- SIC (MW) Barra Nivel de Tensión Nivel de Tensión Contingencia Precont. (pu) Postcont. (pu) El Tesoro 220 0,963 0,904 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro 2.2 Con SADI 0 Escondida Laguna Seca 220 0,949 0,894 Línea 220 kv Encuentro-Spence Escondida Laguna Seca 220 0,949 0,913 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko El Tesoro 220 0,963 0,903 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Escondida Laguna Seca 220 0,948 0,893 Línea 220 kv Encuentro-Spence Con SADI Escondida Laguna Seca 220 0,948 0,912 Línea 220 kv O'Higgins-Domeyko 2.3 Zaldívar 220 B2 0,959 0,926 Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Sin SADI El Tesoro 220 0,973 0,918 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Esperanza 220 0,968 0,920 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Esperanza 220 0,947 0,906 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 El Tesoro 220 0,952 0,914 Línea 220 kv El Cobre-Esperanza.C1 Laguna Seca 220 0,948 0,916 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 Zaldívar 220 B2 0,959 0,917 Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Zaldívar 220 B1 0,959 0,917 Línea 220 kv Nueva Zaldívar-Zaldívar Spence 220 0,942 0,918 Línea 220 kv Chacaya-El Cobre.C2 OGP1 220 B2 0,951 0,920 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 OGP1 220 B1 0,951 0,920 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 2.4 Sin SADI Escondida B1 0,955 0,924 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 Escondida B2 0,955 0,924 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 Puri 220 0,967 0,924 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Escondida Oxidos 220 0,956 0,925 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 Sulfuros 220 0,956 0,925 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 Domeyko 1 0,956 0,927 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Domeyko 2 0,956 0,927 Línea 220 kv O'Higgins-Puri Nueva Zaldivar 220 kv B2 0,959 0,928 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 Nueva Zaldivar 220 kv B1 0,959 0,928 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 Chimborazo 220 0,961 0,928 Línea 220 kv Farellon-Chimborazo El Tesoro 220 0,969 0,913 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro Esperanza 220 0,964 0,915 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro 2.5 Con SADI 0 Escondida Laguna Seca 220 0,958 0,926 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 OGP1 220 B1 0,961 0,929 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 OGP1 220 B2 0,961 0,929 Línea 220 kv Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 2.6 Con SADI El Tesoro 220 0,969 0,913 Línea 220 kv Encuentro-El Tesoro 2.7 Con SADI Se evidencian problemas de subtensión por falta de potencia reactiva en la zona sur-cordillera 1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 103 de 124

104 De acuerdo a lo indicado en la Tabla 10.9, se destaca lo siguiente: Se evidencian los mismos problemas que fueron detectados en los escenarios asociados al año 2018, con el aumento propio de su criticidad al año 2021, explicado por el aumento de demanda de los consumos proyectados a esta fecha, y los consecuentes incrementos de requerimientos de potencia reactiva que ello conlleva. Para escenarios que contemplan despacho de generadores ERNC al 30% de su máxima capacidad, se evidencia una mayor cantidad de barras con problemas de subtensión debido a dos situaciones: o A mayor despacho de ERNC, menor cantidad de unidades generadoras convencionales están despachadas en el SING, lo que disminuye el control de reactivos propio de estas máquinas, y por ende, limita las transferencias de potencia reactiva hacia las subestaciones ubicadas principalmente en la zona surcordillera del SING. o Los requerimientos de potencia activa y reactiva de los consumos de la zona surcordillera se incrementan en relación a los escenarios del año UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 104 de 124

105 11. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A CONTINGENCIA DE SEVERIDAD TIPO 9 Se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de una falla de severidad 9 en cada una de las barras en 220 kv de aquellas subestaciones que en el EIST 2014 presentaron una condición de riesgo para el sistema tras la ocurrencia de una severidad 9, éstas son: Subestación Nueva Zaldívar: o Barra Principal 1 o Barra Principal 2 Subestación Laberinto: o Barra Principal A o Barra Principal B A estas contingencias se agregan las barras en 220 kv de las subestaciones Andes y Domeyko para los escenarios 1.2 y 2.2, con el fin de evidenciar el comportamiento del SING ante fallas cercanas al punto de interconexión SING-SADI, a través de la Línea 345 kv Salta-Andes, y al punto de interconexión SIC-SING, considerando además que dichas subestaciones se encuentran en una zona deficitaria de potencia reactiva en el SING. Así, se adicionan las siguientes barras al análisis de severidad 9. Subestación Andes: o Barra Principal 1 o Barra Principal 2 Subestación Domeyko: o Barra Principal 1 o Barra Principal UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 105 de 124

106 Bajo este contexto, se verifica el cumplimiento del Artículo 3-24 de la NTSyCS vigente, relativo a evitar la propagación de una contingencia de severidad 9 en barras de subestaciones, considerando la utilización de Recursos Generales de Contingencias, indicando situaciones relevantes en cada una de las siguientes variables monitoreadas: Tensiones del sistema en barras de 220 kv. Frecuencia de la red. Estado de los consumos del sistema. Ángulos rotóricos. Para el caso de las centrales generadoras convencionales, se ha considerado la carta PQ modelada en sus respectivas bases de datos Digsilent. El detalle relacionado con la configuración de los paños de las subestaciones analizadas se presenta en el Anexo F del presente documento AÑO 2018 Los resultados se presentan para cada una de las barras sobre las cuales se realiza el cálculo de severidad 9, considerado los escenarios 1.2, 1.4 y 1.6 (definidos en la sección 8.5 de este documento), por ser los que se advirtieron como más probables de ocurrencia para el sistema. Para los escenarios 1.2 y 2.2 se agregan contingencias en las barras Andes 220 kv y Domeyko 220 kv, con el objetivo de presentar los efectos dinámicos de la interconexión del SIC-SING-SADI, evidenciando la evolución e interacción de las unidades generadoras de cada uno de los sistemas frente a la ocurrencia de una contingencia de severidad UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 106 de 124

107 SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6) Una vez aclarada la contingencia de severidad 9 en cualquiera de las barras de 220 kv de la subestación Nueva Zaldívar, la frecuencia permanece en 50 Hz, las unidades de generación mantienen sincronismo y no se produce la desconexión de consumos. Sin embargo, tal como se observa en la Figura 11.2, ante la ocurrencia de la citada contingencia en la Barra 2 de S/E Nueva Zaldívar, la tensión de subestación Laguna Seca alcanza valores de estado de emergencia por insuficiencia de los recursos de potencia reactiva en la zona sur-cordillera. Cabe señalar que no se presentan resultados para los escenarios 1.4 (contingencia en Nueva Zaldívar Barra 1) y 1.6 (contingencia en Nueva Zaldívar Barra 2), dado que dichas contingencias no permiten una solución numérica factible, por la insuficiencia de reactivos en la zona sur-cordillera, lo que conlleva los problemas de tensión descritos en el párrafo anterior. Figura 11.1: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Nueva Zaldívar, escenario UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 107 de 124

108 Figura 11.2: Tensión en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 2 de subestación Nueva Zaldívar, escenario SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6) Tras el despeje de una contingencia de severidad 9 en cualquiera de las barras de 220 kv de la subestación Laberinto, la frecuencia se mantiene en 50 Hz y las unidades no pierden sincronismo. Sin embargo, para contingencias en la Barra B de S/E Laberinto, la tensión de subestación Laguna Seca queda fuera de los rangos permitidos por la NTSyCS, por insuficiencia de los recursos de potencia reactiva en la zona sur-cordillera, lo que se puede observar en las Figura Cabe señalar que no se presentan resultados para el escenario 1.4 (contingencia en Laberinto Barra B), dado que dicha contingencia no permite una solución numérica factible, por la gran insuficiencia de reactivos en la zona sur-cordillera UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 108 de 124

109 DIgSILENT CDEC-SING C0079/2015 Figura 11.3: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal B de subestación Laberinto, escenario [p.u.] 0.90 Norgener s p.u s p.u [s] Escondida Domeyko 220\Domeyko 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Escondida Domeyko 220\Domeyko 2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Escondida Laguna Seca 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Nueva Crucero-Encuentro B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Nueva Zaldivar 220 kv\nueva Zaldivar 220 kv B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Nueva Zaldivar 220 kv\nueva Zaldivar 220 kv B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Gas Atacama 220\C. Atacama 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Chacaya 220\Chacaya B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Single Busbar w ith Tie and Bypass\Encuentro 220 kv B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Double Busbar\Lagunas 220 kv B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Norgener 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Tarapacá 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Tocopilla220\Tocopilla 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Laberinto 220 kv\laberinto 220 kv B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Laberinto 220 kv\laberinto 220 kv B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Andes 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Andes 220 kv B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Andes 345: Positive-Sequence Voltage, Magnitude 8007 COBOS: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Los Changos 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Los Changos 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Tension SING Date: 8/24/2015 Annex: /27 Figura 11.4: Tensión en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal B de subestación Laberinto, escenario UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 109 de 124

110 DIgSILENT CDEC-SING C0079/ SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 1.2) De acuerdo a las exigencias de la NTSyCS, no se observan problemas de tensión en barras del sistema de transmisión tras el despeje de la falla y ninguna unidad generadora pierde el sincronismo. La barra Laguna Seca 220 kv alcanza un valor mínimo de tensión de pu, quedando en la banda de estado de alerta tras la contingencia de severidad 9, lo que es permitido por la NTSyCS. A su vez, se produce una disminución de 37 MW de carga para contingencias de severidad 9 en la Barra Principal 1 de S/E Andes, correspondiente a consumos abastecidos desde S/E Tap Off Oeste. La frecuencia se mantiene en un valor de 50 Hz. Se observa una oscilación en los niveles de transferencia de potencia entre el SING y el SADI, en dirección al SADI, con una amplitud que se encuentra entre los 240 MW y 330 MW. Lo anterior es consistente con la separación angular que se observa en los extremos de la Línea 345 kv Salta- Andes, los que varían entre los 18 y 23 aproximadamente. Esto se puede observar en la Figura 11.6 y en la Figura ,00 [Hz] 51,20 50, s Hz s Hz 49,60 48,80 48,00-1,000 11,20 23,40 35,60 47,80 [s] Nueva Crucero-Encuentro B1: Electrical Frequency Nueva Cardones 500\K1: Electrical Frequency 8007 COBOS: Electrical Frequency 60,00 Frecuencia SING Date: 8/4/2015 Annex: /26 Figura 11.5: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 110 de 124

111 DIgSILENT DIgSILENT CDEC-SING C0079/ s MW s MW s MW [s] rw AG Salta-Andes\345 kv Central Salta-Andes: Total Active Pow er/terminal i in MW rw AG Salta-Andes\345 kv Central Salta-Andes: Total Reactive Pow er/terminal i in Mvar [s] Los Changos T1 525/ MVA: Total Active Pow er/hv-side in MW Los Changos T2 525/ MVA: Total Reactive Pow er/hv-side in Mvar Potencia interconexion Date: 8/10/2015 Annex: /29 Figura 11.6: Potencia intercambio SIC-SING y SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario X = s X = s [deg] deg deg deg deg [s] rw AG Salta-Andes\345 kv Central Salta-Andes: Positive-Sequence-Voltage, Angle/Terminal i rw AG Salta-Andes\345 kv Central Salta-Andes: Positive-Sequence-Voltage, Angle/Terminal j Angulos Date: 8/10/2015 Annex: /31 Figura 11.7: Variación angular entre los extremos de la línea SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 111 de 124

112 DIgSILENT CDEC-SING C0079/ SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 1.2) Una vez despejada la contingencia, se produce una desconexión de consumos en MEL, alcanzando un valor de 271 MW para una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de 220 kv de S/E Domeyko. Esta reducción de consumo provoca un incremento en las transferencias de energía SING-SADI, en dirección SADI, de 178 MW (intercambio pre-contingencia de 250 MW). Al estar interconectado el SING con el SADI, se observa una mejor respuesta del CPF, lo que se traduce en una menor variación de la frecuencia, la que alcanza los 26 mhz para un rechazo de carga de 271 MW en el SING. La tensión de subestación Laguna Seca queda fuera de los rangos permitidos por la NTSyCS, alcanzando valores de pu, correspondiente a estado de emergencia. Finalmente, no se observa pérdida de sincronismo de unidades de generación del SING. 52,00 [Hz] 51,20 50, s Hz s Hz 49,60 48,80 48,00-1,000 11,20 23,40 35,60 47,80 [s] Nueva Crucero-Encuentro B1: Electrical Frequency Nueva Cardones 500\K1: Electrical Frequency 8007 COBOS: Electrical Frequency 60,00 Frecuencia SING Date: 8/4/2015 Annex: /26 Figura 11.8: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Domeyko, escenario UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 112 de 124

113 DIgSILENT DIgSILENT CDEC-SING C0079/ ,00 200,00 0, s MW s Mvar s Mvar -200, s MW -400,00-600,00-1,000 11,20 23,40 35,60 47,80 [s] rw AG Salta-Andes\345 kv Central Salta-Andes: Total Active Pow er/terminal i in MW rw AG Salta-Andes\345 kv Central Salta-Andes: Total Reactive Pow er/terminal i in Mvar 60,00 120,00 80, s Mvar s Mvar 40,00 0, s MW -40, s MW -80,00-1,000 11,20 23,40 35,60 47,80 [s] Los Changos T1 525/ MVA: Total Active Pow er/hv-side in MW Los Changos T2 525/ MVA: Total Reactive Pow er/hv-side in Mvar 60,00 Potencia interconexion Date: 8/4/2015 Annex: /29 Figura 11.9: Potencia intercambio SIC-SING y SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Domeyko, escenario ,20 [p.u.] 0,90 0,60 0, s p.u s p.u. 0,00-0,30-1,000 11,20 23,40 35,60 47,80 [s] Escondida Domeyko 220\Domeyko 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Escondida Domeyko 220\Domeyko 2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Escondida Laguna Seca 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Nueva Crucero-Encuentro B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Nueva Zaldivar 220 kv\nueva Zaldivar 220 kv B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Nueva Zaldivar 220 kv\nueva Zaldivar 220 kv B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Gas Atacama 220\C. Atacama 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Chacaya 220\Chacaya B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Single Busbar w ith Tie and Bypass\Encuentro 220 kv B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Double Busbar\Lagunas 220 kv B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Norgener 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Tarapacá 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Tocopilla220\Tocopilla 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Laberinto 220 kv\laberinto 220 kv B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Laberinto 220 kv\laberinto 220 kv B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Andes 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Andes 220 kv B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude Andes 345: Positive-Sequence Voltage, Magnitude 8007 COBOS: Positive-Sequence Voltage, Magnitude 60,00 Tension SING Date: 8/4/2015 Annex: /27 Figura 11.10: Tensión en barras del SING, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 2 de subestación Domeyko, escenario UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 113 de 124

114 11.2. AÑO 2021 Los resultados se presentan para cada una de las barras sobre las cuales se realiza el cálculo de severidad 9, considerado los escenarios 2.2, 2.4 y 2.6, por ser los que se advierten con mayor probabilidad de ocurrencia. Los resultados obtenidos se presentan a continuación SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6) El valor de frecuencia obtenido una vez despejada la contingencia se mantiene en 50 Hz, y no se observa pérdida de sincronismo en unidades generadoras, sin embargo, aquellas condiciones detectadas en los escenarios 1.2 al 1.6 del año 2018, se vuelven más críticas al Luego, el valor de tensión de las subestaciones Domeyko y Laguna Seca queda fuera del rango permitido por la NTSyCS, alcanzando valores de hasta 0.71 pu. Esta situación se puede observar en la Figura Figura 11.12: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI frente a una contingencia de severidad 9 en Barra Principal 1 de subestación Nueva Zaldívar, escenario UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 114 de 124

115 Figura 11.13: Tensión en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en Barra Principal 1 de subestación Nueva Zaldívar, escenario SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6) De manera similar al caso anterior, las condiciones detectadas en los escenarios 1.2 al 1.6 del año 2018 se vuelven más críticas al año 2021, ya que si bien la frecuencia se mantiene dentro de las exigencias de la NTSyCS y los generadores se mantienen en sincronismo, el valor de tensión de subestaciones Domeyko y Laguna Seca quedan fuera del rango permitido por la NTSyCS, alcanzando valores de hasta 0.74 pu. Esta situación se puede observar en la Figura UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 115 de 124

116 Figura 11.14: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal B de subestación Laberinto, escenario 2.2. Figura 11.15: Tensión en barras del SING, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal B de subestación Laberinto, escenario UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 116 de 124