Opinión y observaciones de los operadores y de los usuarios STT Revisión 2014 del estudio de Transmisión Troncal

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1 Opinión y observaciones de los operadores y de los usuarios STT Revisión 2014 del estudio de Transmisión Troncal 1. Barrick N Empresa Título / Subtítulo / Página Observación Propuesta 1 Compañía Minera Nevada 9. Definición de escenarios analizados/9.1.2 Demanda proyectada para Escenario Base/Página 37 No es posible estimar cuándo entrará en operación el proyecto y, por consiguiente, cuáles serán sus consumos de energía, toda vez que el proyecto se encuentra afecto a una suspensión económica de carácter temporal desde el pasado 31 de octubre de Sin perjuicio de lo anterior, podemos señalar como estimación inicial que dicho proyecto no tendrá consumos relevantes de energía y potencia durante el período Se elimine la referencia a los consumos estimados de Pascua Lama del Cuadro Los Guindos N Empresa Título / Subtítulo / Página Observación Propuesta 1 LOS GUINDOS GENERACION SpA 5. SISTEMA DE GENERACION. Página 17, Cuadro 8 Obras de Generación en Construcción ITPND Actualización plan de obras de generación. Incorporación de proyecto Central Termoeléctrica Los Guindos con fecha de entrada al sistema 30/04/ Hydrochile N Empresa Título / Subtítulo / Página Observación Propuesta

2 1 HYDROCHILE 5. SISTEMA DE GENERACIÓN. Página 19 La fecha de entrada de la central Hidroeléctrica el Paso no es en nov-14 como se indica La fecha de entrada es en may Endesa N Empresa Título / Subtítulo / Página ENDESA 3.2 Representación de centrales eólicas. Pág. 12. ENDESA 5 Sistema de generación / Pág. 17 ENDESA 5.1 Disponibilidad de GNL / Pág. 22 Observación En el cuadro 3 se indica que la central Ucúquer estaría en el sector 5, sin embargo en este sector se ubican las centrales de la octava región y la central Ucúquer se ubica en la sexta región. No se incluye la central Campesinos (600 MW conectada en Nueva Charrúa) en el plan de obras, se señala en el informe en el punto 12.3 Se indica la siguiente disponibilidad de GNL para las siguientes centrales: San Isidro : Todo el horizonte San Isidro 2 : Todo el horizonte Quintero I : Enero 2015 Quintero II : Enero 2015 Tal Tal : Todo el horizonte Nueva Renca : Abril 2015 Candelaria I : Febrero 2020 Candelaria II : Febrero 2020 Nehuenco I : Abril 2016 Nehuenco II : Abril 2016 Propuesta Demostrar que el perfil de viento de la central Ucúquer es similar a la de las centrales de la octava región para validar su categorización como sector 5. Incluir la central Campesinos con su respectivo año de puesta en servicio y tecnología de generación en el plan de obras de generación e indicar que se trata de un caso de sensibilidad. Independiente de que estos supuestos se hayan utilizado en el Informe Técnico de Precio de Nudo, se debe considerar la disponibilidad real de GNL, la que debe ser consultada a los propietarios de las respectivas centrales. Como ha Observado Endesa en los Informes de Precios de Nudo, se considera que no corresponde modelar unidades de ciclo abierto (CA) operando con GNL, pues no se justifica económicamente irrogar los altos costos (costos fijos y rigideces contractuales) que significa la adquisición de GNL

3 para operar unidades generadoras con bajos factores de plantas, como es el caso de los CA, cuyos valores se sitúan entre 10% y 25%, incluyendo condiciones de hidrologías secas consecutivas como las registradas estos últimos años en el SIC. Por lo tanto no parece razonable que se modele la operación de estas centrales, como es el caso de Taltal y TG Quintero, ambas de ENDESA, operando con GNL, pues ello supone asumir una carga económica para estas centrales que no se justifica por su reducido nivel de despacho. Por tal razón, se solicita eliminar o limitar el uso de GNL en centrales de CA, e incluirlas utilizando combustible diesel. En la respuesta a observaciones al informe de avance N 1 se indicaba que en futuros informes se analizaría la posibilidad de incorporar una sensibilidad a la disponibilidad de combustible. Finalmente ésta no se consideró en informe de avance 2 ni en esta propuesta preliminar 2. 4 ENDESA 8.1. Limitaciones en la capacidad de transmisión / Pág. 33 Se señala que en sistemas de Subtransmisión y de Transmisión Adicional se suponen las ampliaciones que sean necesarias de forma de no restringir los flujos esperados en el sistema Troncal. Sin embargo, en el informe no se explicitan en que tramos de estos sistemas se han considerado estas ampliaciones. En la respuesta a observaciones al informe de avance N 1 se señaló que se incluiría anexo detallando estas ampliaciones, no obstante este no se encuentra en informe de avance 2. Indicar ampliaciones supuestas en sistemas de Subtransmisión y sistemas de Transmisión Adicional. 5 ENDESA Tramo Maitencillo-Cardones. Pág ENDESA Sensibilidad zona norte, interconexión SIC- SING 7 ENDESA Tramo Charrúa- Ancoa, Pág ENDESA Tramo Mulchén-Cautín- Charrúa 220 kv, Pág. 74 En la figura 16 se muestra como límite del tramo Cardones 500/220 kv una capacidad mayor a los 430 MVA señalados en el cuadro 23. Solo se muestra el flujo por la interconexión de la alternativa Mejillones-Cardones, sin mostrar los flujos para la interconexión propuesta en el ITD abril El tramo Temuco-Charrúa 220 kv se analiza por completo, tal como muestra la figura 57, sin embargo se debe considerar que este tramo posee un seccionamiento en la subestación Duqueco 220 kv y una inyección de energía en el tapoff El Corregir figura 16 indicando como 430 MVA el límite del tramo Cardones 500/220 kv. Incluir gráfico con los flujos para la alternativa Nueva Encuentro Crucero-Cardones de interconexión SIC- SING. Figura 52 dice desde Charrúa 200 kv al norte, debe decir desde Charrúa 220 kv al norte Considerar el análisis del tramo Temuco-Charrúa 220 kv con la topología que tendrá durante el horizonte de estudio, incluyendo el seccionamiento en Duqueco y el Tapoff El Rosal.

4 Rosal. 9 ENDESA Tramo Ciruelos-Cautín / Pág ENDESA Anexo Adecuación de compensación serie nueva línea Polpaico- Pan de Azúcar 2x500 kv Se señala que la evaluación del proyecto considera el cambio de conductor del Tramo Loncoche-Ciruelos desde enero de 2017, pero en la siguiente evaluación se considera el cambio de conductor del Tramo Loncoche-Ciruelos para mayo de En la estimación del VI de la adecuación de la compensación serie solo se ha estimado los costos de adquisición del terreno y gastos asociados a la gestión del proyecto, no considerando la conexión de los equipos de compensación a la subestación (Control y protección), asumiendo que estos costos están incluidos el VATT adjudicado de la obra. Tampoco se indica el VI estimado que corresponderá a los equipos de compensación ya adjudicados que debe ser descontado de esta adecuación. Considerar mayo de 2018 como fecha de puesta en servicio del cambio de conductor del tramo Loncoche- Ciruelos en la evaluación del tramo 2x200 kv Ciruelos-Cautín tendido primer circuito Considerar el proyecto de adecuación de la compensación serie con más detalles para determinar el VI de la obra con todos los elementos necesarios para realizar la implementación en la S/E Polpaico y plantear cómo se calculará el VI de las instalaciones que se descontarán de la obra ya adjudicada. 5. Transelec N Empresa Título / Subtítulo / Página 1 Transelec 3 Consideraciones Generales 3.2 Representación de Centrales Eólicas Pág Transelec 3 Consideraciones Generales 3.1 Representación de Centrales Solares Pág Transelec 4 Previsión y representación de la demanda Observación En el informe se establece una metodología para el tratamiento de la variabilidad del viento en base a medidas de la central Canela solamente durante el año Actualmente se cuenta con mayores antecedentes de generación de centrales eólicas lo que hace posible ampliar la muestra estadística para tener una modelación más representativa. En el informe se establece una metodología para el tratamiento de la variabilidad de la generación solar tomando como muestra mediciones del año Actualmente se cuenta con mayores antecedentes de medición y de despachos reales de centrales solares que pueden utilizarse para mejorar la representación. Se indica en el comportamiento de cada tipo de consumos se caracteriza a través de curvas de duración de uno a cinco bloques mensuales. Se debe considerar que la utilización de curvas de duración con 1 Propuesta Considerando que se tiene mayor información de los años 2010, 2011, 2012 y 2013 de Canela se sugiere ampliar la muestra para tener una mejor representación de la variabilidad del viento incluyendo también otras centrales nuevas como Talinay. Además se solicita verificar si existe correlación entre los perfiles de viento de las zonas norte y sur ya que se están representando los despachos eólicos de la zona sur tomando como base la central Canela. Considerando que se tiene mayor información de los años 2011, 2012 y 2013 y despachos reales de centrales solares se sugiere ampliar la muestra para tener una mejor representación de las mismas. Se solicita corregir los bloques de las curvas de duración para poder representar adecuadamente la demanda máxima.

5 4.1 Consideraciones generales para la modelación de la demanda Pág Transelec 5 Sistema de generación Páginas Transelec 5 Sistema de Generación Cuadro 8 y Cuadro 9 Pág. 19 y 20 6 Transelec Aspectos Generales y Metodológicos para análisis de 7suficiencia 88.1 Limitaciones en la capacidad de transmisión. Pág. 34 ó 5 bloques mensuales resulta insuficiente para obtener una correcta representación de la demanda ya que se recorta la demanda máxima entre un 5% y un 10% y no se pueden visualizar las reales exigencias en el sistema de transmisión. Es relevante que la modelación de las centrales considere la conexión en puntos reales como tap-off y/o seccionamientos intermedios de líneas y no en subestaciones cercanas. La finalidad es visualizar el verdadero impacto que tendrían las centrales en el sistema de transmisión. Se incluye dentro del plan de obras en construcción los proyectos Taltal Eólico para octubre de 2014, Lalackama para diciembre de 2014, Solar Conejo para junio de 2015 y Pampa Solar Norte para octubre de Además dentro del plan de obras recomendadas de generación se considera el proyecto Taltal CC GNL para enero de Todas estas centrales se conectarían a la línea Paposo Diego de Almagro 2x220 kv; sin embargo, la línea no tiene capacidad suficiente para conectar nuevas centrales (Carta DP N 01039/2013 de 26de noviembre de 2013) por lo que se visualiza la necesidad de construir una nueva línea entre las subestaciones Paposo y Diego de Almagro. Además, existen otros proyectos ERNC que podrían conectare a la S/E Diego de Almagro dentro del corto o mediano plazo debido a los tiempos involucrados en su construcción pero la subestación no cuenta con espacios disponibles para conectar nuevos paños, por lo anterior se recomienda la construcción de una Nueva S/E Diego de Almagro que seccione al menos dos circuitos que llegan a la actual subestación. Como parte de las supuestos considerados para el análisis de la capacidad de las líneas de transmisión se indica que en los sistemas de subtransmisión y adicionales se suponen las ampliaciones que fueran necesarias de tal forma de no restringir los flujos esperados en el sistema troncal. Este supuesto resulta excesivo en algunos casos, por ejemplo, en el sistema de 154 kv entre Alto Jahuel e Itahue. El informe considera que se realizan las ampliaciones en el sistema de 154 kv cuando no es el caso. Actualmente este sistema presenta restricciones importantes y está operando con criterio N con el objetivo de disminuir las restricciones operacionales. Está la intención de cambiar dentro del mediano o largo plazo el nivel de tensión de 154 kv a 220 kv del tramo Itahue Alto Jahuel. Con el sistema en 220 kv podría aumentarse la capacidad térmica un 42.9% permitiendo mayores transferencias, además tendría mayor seguridad al conectar las líneas a diferentes secciones de barra en 220 kv. Más aún, se Se solicita indicar en el informe los puntos de conexión de las centrales y modelar adecuadamente los tap-off y seccionamientos intermedios. Se sugiere incorporar en el plan de obras recomendadas de transmisión una Nueva S/E Diego de Almagro necesaria para conectar nuevas líneas o proyectos de generación que requieran conexión a la subestación dentro del corto y mediano plazo. Se recomienda revisar con cuidado en que sistemas de subtransmisión y adicional es válido el supuesto aplicado en el informe, y considerar nuevos supuestos en los casos en los cuales no se han realizado las inversiones necesarias y que podrían limitar los flujos por el sistema troncal.

6 7 Transelec 8 Aspectos Generales y Metodológicos para Análisis de suficiencia 8.1 Limitaciones en Capacidad de Transmisión. 8 Transelec Aspectos Generales y Metodológicos para análisis de suficiencia 8.1 Limitaciones en la capacidad de transmisión. contempla la instalación de una nueva S/E Seccionadora a la altura de Tuniche que aumentaría la seguridad de la zona. Las instalaciones del tramo entre Itahue Alto Jahuel en 154 kv pertenecen al sistema de subtransmisión, aunque por sus características debería ser troncal pero no tiene el nivel de tensión que especifica la ley para ser calificado como troncal. En los estudios de subtransmisión del periodo tarifario no se consideró una expansión del tramo a 220 kv considerando que no se requería, por lo anterior no aparece dentro de la tarifa del periodo actual. En los actuales estudios de subtransmisión se está considerando el cambio de nivel de tensión para el año 2018 siendo que debiese adelantarse lo antes posible. Por otra parte, la DO del CDEC-SIC en su informe Requerimientos de mejoras de las instalaciones de transmisión para la operación del SIC de agosto de 2014 está proponiendo una serie de proyectos para mejorar la seguridad del sistema entre Alto Jahuel e Itahue 154 kv. Con un cambio a 220 kv no se necesitarían realizar estas ampliaciones y se podrían obtener importantes ahorros en inversión. Además, desde el punto de vista sistémico, la mejor alternativa para el desarrollo del sistema de 154 kv corresponde a la expansión en 220 kv entre Alto Jahuel e Itahue al tener un ahorro esperado de US$ 64 millones en el costo de operación. Antes de la entrada del sistema de 500 kv en la zona norte, se utiliza una capacidad con EDAG para el tramo Maitencillo Nogales en sentido norte sur superior a 350 MW que corresponde al límite utilizado por la DO del CDEC SIC para la programación semanal. En el cuadro N 21, el cual contiene un resumen de las limitaciones de transmisión, se considera que el límite de la capacidad de transformación de Alto Jahuel 500/220 kv, el año 2014, es de MVA que corresponde a su capacidad N y está por encima de las recomendaciones de la CNE de utilizar criterio de seguridad N-1 para la planificación del sistema troncal al considerarlo en el análisis para el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes Resolución Exenta N 20) y ratificado por el Panel de Expertos en el Dictamen N 1 de 2013 La DP del CDEC-SIC debería considerar como criterio general para la definición de eventuales limitaciones, la máxima corriente de sobrecarga admisible de corta duración (10 minutos) utilizando 970 MVA para las SSEE Se solicita utilizar 350 MW como capacidad de transmisión para el tramo Maitencillo Nogales 350 MW en sentido norte sur antes de la entrada del sistema de 500 kv. Se solicita utilizar para la planificación del desarrollo del sistema eléctrico el criterio N-1 en transformación sin considerar acciones operacionales, en particular para la transformación 500/220 kv en S/E Alto Jahuel los límites post-contingencia no deben sobrepasar los siguientes valores que corresponden al límite de Sobrecarga Admisible de Corta Duración (10 minutos) en caso de falla de un transformador: 970 MVA (para 2 transformadores) 1940 MVA (para 3 transformadores) Ante la falta de análisis dinámicos por parte de la DP,

7 9 Transelec 10 Diagnóstico de la Utilización Esperada del Sistema de Transmisión Troncal Tramo Nogales- Pan de Azúcar. Pág Transelec 11 Análisis de Subestaciones S.E. Charrúa Polpaico, Ancoa y Alto Jahuel, en concordancia con sus respectivos ajustes de protecciones. Sobrepasar los límites indicados corresponden a criterios operacionales y en ningún caso debiesen ser sobrepasados en la planificación del desarrollo del sistema, correspondiendo la utilización de valores en régimen permanente en los análisis eléctricos; sin embargo, la DP realiza sus análisis superando los valores indicados luego de una contingencia. Por otra parte, en el anexo de estudios eléctricos se realizó un análisis considerando la cantidad de MW que pasan por la transformación y la capacidad de sobrecarga se debe calcular utilizando la corriente. El nuevo tramo de línea de 500 kv que se está construyendo entre Nogales y Pan de Azúcar requerirá un seccionamiento en algún punto intermedio para evacuar los nuevos proyectos ERNC. Es recomendable levantar este tema tempranamente ya que la construcción de la línea está en curso y los proyectos ERNC se pueden desarrollar en un corto periodo de tiempo. Nivel de cortocircuito: El informe señala que el nivel de cortocircuito no se ve superado en la subestación Charrúa. Transelec estima que los niveles de cortocircuito de Charrúa se ven superados al realizar un análisis a 10 años, llegando a niveles de 62 ka. Ya que hay mucha generación que inyecta directamente en esta subestación es necesario analizar un proyecto que permita disminuir el nivel de cortocircuito a valores que puedan manejar los actuales interruptores instalados. Número de Paños por Patio: Por otro lado, un importante criterio de diseño de una subestación es la cantidad máxima de paños que tendrá. En el caso de la subestación Charrúa tiene una cantidad excesiva de paños, llegando a 30. En el informe no se indica nada consenciente a este tema. Capacidad de Barras: El estudio de capacidad de barras debería abordar las máximas transferencias a través de las barras, así como todas las posibilidades de operación de ésta misma. que permitan definir el criterio N-1 para cada uno de estos tramos, se solicita utilizar los criterios de la Resolución Exenta N 20 para realizar el diagnóstico de la utilización esperada del sistema de transmisión troncal y las evaluaciones económicas correspondientes Se solicita incluir en el plan de expansión 2014 el seccionamiento de la línea de 500 kv Nogales-Pan de Azúcar, en algún punto intermedio para permitir la descongestión de la zona Los Vilos-Las Palmas por la gran cantidad de generación ERNC con potencial de instalarse e inyectar sus aportes al sistema de transmisión troncal. Esta subestación seccionadora sería una rápida vía de evacuación hacia el sistema de 500 kv. Se solicita hacer un análisis de los niveles de cortocircuito a 10 años, considerando la topología que tendrá el sistema de transmisión. Se solicita pronunciamiento sobre la cantidad máxima de paños que puede tener una subestación. Se recomienda imponer un número máximo de paños para cada patio de diferente nivel de tensión, esto permitiría evitar saturaciones de espacio y asegurar un nivel adecuado de confiabilidad en las subestaciones del sistema troncal y, de manera de cumplir con el Artículo 3-29, de la actualización de la NTSyCS, publicada en Abril de 2014 Se solicita analizar la capacidad de barras de acuerdo a lo siguiente: Identificar el escenario con mayores transferencias para cada barra, de acuerdo a las simulaciones obtenidas del PLP. Estudiar las diferentes posibilidades de operación de las barras considerando lo siguiente: o Seccionador abierto o cerrado. o Transferencia de paños o Desconexiones de paños o Transferencias y desconexiones en forma simultánea.

8 11 Transelec 11 Análisis de Subestaciones S.E. Alto Jahuel Pág Transelec 11 Análisis de Subestaciones S.E. Alto Jahuel Pág Transelec Análisis de Subestaciones S.E. Alto Jahuel Pág De acuerdo al informe del CDEC-SIC la trasferencia máxima a través de los segmentos de barras sería 889 MVA, (cálculo respaldado en el Anexo 3 del informe del CDEC-SIC). Al respecto se solicita revisar el cálculo obtenido y explicitar la metodología considerada para obtener este valor, puesto que, de acuerdo a la revisión realizada por Transelec, utilizando los mismos datos del Anexo 3, se obtendría una transferencia máxima de 1176 MVA por las barras de 220 kv. Este valor, junto a la metodología se presentan en el Anexo 4 Por otra parte, de acuerdo a las estimaciones de Transelec la transferencia máxima de potencia a través de las barras de 220kV de la Subestación Alto Jahuel sería superior a 1200 MVA. De acuerdo a Transelec el nivel de cortocircuito en la subestación Alto Jahuel será superior a lo indicado por la DP del CDEC-SIC, llegando a los 60 kv. Por otro lado, el análisis de la DP solamente llega hasta el año Es necesario hacer un análisis a 10 años para medir el real impacto de este tema. La DP indica que no es necesario un repotenciamiento de la capacidad de barras. Sin embargo, Transelec estima que se requerida un aumento de la capacidad de la barra de 220 kv para el año Es necesario dar una solución a la conexión del tercer transformador de 220 kv a las barras de 220 kv de esta subestación. Tampoco se menciona nada acerca de un criterio para la cantidad máxima de paños que debe tener esta subestación. El patio de 220 kv tiene 18 paños y se requerirán al menos tres más, superando los 20 paños. En el informe del CDEC-SIC no se señalan comentarios en relación con el problema de la severidad 8 y 9. El proyecto del tercer banco de autotransformadores 500/220 kv, recientemente licitado y asignado, considera en el lado de 220 kv, la conexión de este banco a la Sección N 1, lo que significa que quedarán dos transformadores 500/220 kv conectados en esta sección de barras. En anexo N 2, de este documento de observaciones, se presenta una propuesta de modificación de la conexión del ATR Se solicita revisar la transferencia máxima de potencia a través de las barras de Alto Jahuel 220 kv. Se solicita hacer un análisis de los niveles de cortocircuito a 10 años, considerando la topología que tendrá el sistema de transmisión. Se solicita pronunciamiento sobre la cantidad máxima de paños que puede tener una subestación. Se recomienda imponer un número máximo de paños para cada patio de diferente nivel de tensión, esto permitiría evitar saturaciones de espacio y asegurar un nivel adecuado de confiabilidad en las subestaciones del sistema troncal y, de manera de cumplir con el Artículo 3-29, de la actualización de la NTSyCS, publicada en Abril de 2014 Se solicita analizar nuevamente el repotenciamiento de la capacidad de barra de 22 kv de la subestación Alto Jahuel. Se solicita analizar la capacidad de barras de acuerdo a lo siguiente: Identificar el escenario con mayores transferencias para cada barra, de acuerdo a las simulaciones obtenidas del PLP. Estudiar las diferentes posibilidades de operación de las barras considerando lo siguiente: o Seccionador abierto o cerrado. o Transferencia de paños o Desconexiones de paños o Transferencias y desconexiones en forma simultánea. Se solicita considerar propuesta Modificación Conexión ATR N 3 500/220 kv en S/E Alto Jahuel, contenida en Anexo N 2, como una obra de ampliación a recomendar en el actual proceso de Revisión Anual de la Expansión de la Transmisión Troncal.

9 14 Transelec Análisis de Subestaciones S.E. Puerto Montt 15 Transelec 11 Análisis de Subestaciones S.E. Cautín N 3, lo que permitirá dejar el paño del ATR N 3, conectado a las dos secciones de barras de 220 kv, por lo que en caso de falla de una de las barras de 220 kv, siempre quedarán dos autotransformadores 500/220 en operaciones. La subestación Puerto Montt tiene problemas de espacio para crecer. Sin embargo, dispone de dos espacios para la llegada de los paños de la nueva línea Pichirropulli - Puerto Montt Sin perjuicio de ello, por la ubicación de la subestación, muy cercana a la ciudad y rodeada de espacio urbano, no sería lo más recomendable la acometida de una nueva línea de transmisión. La actual subestación Cautín se encuentra emplazada al interior de la comunidad indígena Juan Huenchumil Quintupil. El inicio de la negociación de la adquisición de los terrenos de la actual subestación se caracterizó por el conflicto latente ante demandas asociadas tanto a propietarios particulares como a la comunidad en su conjunto. Actualmente, la comunidad se caracteriza por mantener vínculos con otras organizaciones mayores y ser reconocida dentro del conflicto indígena como una de las más activas. Cualquier proceso de negociación para una futura ampliación de la subestación considera lograr acuerdos con todos los comuneros de la comunidad, además de generar los procesos de consulta indígena respectivos, conforme a los preceptos del Convenio 169 de la OIT. Sin perjuicio de lo anterior, Transelec está desarrollando a partir del año 2014 tres programas de RSE en la comunidad. Lo anterior ha permitido generar acercamientos y vínculos de confianza con sus dirigentes, no obstante siempre está presente la experiencia negativa que se vivió durante el proceso de negociación inicial. Sin embargo, dado el nivel de conflicto latente existente en la zona se recomienda evaluar una potencial ampliación de la subestación Cautín. En caso contrario se debiese considerar la elaboración de un EIA, procesos de consulta indígena conforme al Convenio 169 de la OIT y compensaciones para la comunidad, en donde la totalidad de los comuneros deben estar conformes. 16 Transelec General La utilización del software PLP y de curvas de duración mensuales de demanda no permite visualizar adecuadamente los problemas causados por las centrales eólicas y solares debido a la intermitencia de su generación y al no representar cronológicamente la demanda. Además, los softwares basados en programación lineal impiden la representación de los mínimos técnicos de las centrales y costos asociados a las partidas y paradas de las centrales, restricciones relevantes para poder controlar la variabilidad de las centrales ERNC. Se solicita revisión del proyecto línea Pichiropulli - Puerto Montt, para buscar una solución más eficiente y en armonía con la comunidad y la disponibilidad de espacio. Se sugiere evaluar cuidadosamente la factibilidad de realizar obras de ampliación en la subestación Cautín por los actuales problemas latentes en la zona y con la comunidad. Se sugiere realizar análisis complementarios de mediano plazo en la zona norte, utilizando un software adecuado, para verificar el impacto real en el sistema producto de la entrada de grandes bloques de generación ERNC.

10 Dentro de corto y mediano plazo se espera la entrada en servicio de una cantidad importante de proyectos ERNC lo que implica buscar una nueva forma de análisis para analizar el verdadero impacto de este tipo de centrales dentro del sistema. Se propone emplear nuevos modelos para análisis del corto y mediano plazo como por ejemplo PCP o PLEXOS que permitan representan los mínimos técnicos de las máquinas, costos de partida, costos de parada y una resolución cronológica de la demanda. A continuación se presenta un ejemplo de las transferencias proyectadas para el tramo Los Vilos Las Palmas utilizando el software PLEXOS con una resolución horaria y considerando los mínimos técnicos de las centrales térmicas. Se visualizan diferencias importantes respecto a la variabilidad, los peaks y los vertimientos de generación eólica y solar debido a las limitaciones del sistema de transmisión, en comparación con las transferencias obtenidas con el modelo PLP. La generación eólica y solar es representada con perfiles horarios

11 típicos según se muestra a continuación. 17 Transelec 11 Análisis de Subestaciones 18 Transelec 11 Análisis de Subestaciones Esta representación permite verificar el verdadero impacto de las centrales ERNC sobre el sistema de transmisión y tomar decisiones anticipadas para permitir la conexión de grandes bloques de generación ERNC a futuro. El estudio debería presentar recomendaciones para la configuración de barras de subestaciones troncales, que garantice un nivel de confiabilidad acorde con lo estipulado en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. El estudio debería analizar todas las Subestaciones Troncales. Se recomienda analizar diferentes alternativas de esquema de barras para subestaciones actuales y futuras del Sistema de Transmisión Troncal. Algunos de los esquemas que deberían ser estudiados son: Doble Barra, Interruptor y medio o anillo, de manera de cumplir lo estipulado en el Artículo 3-29, de la actualización de la NTSyCS, publicada en Julio de Se solicita incorporar los análisis de capacidad de interruptores, capacidad de barras, capacidad de servicios auxiliares y factibilidad de conexión de nuevos proyectos al resto de las Subestaciones del Sistema de Transmisión

12 19 Transelec General No se consideraron las propuesta de proyectos presentadas por la DO del CDEC-SIC en su informe Requerimientos de mejoras de las instalaciones de transmisión para la operación del SIC de agosto de Transelec Anexo 1 En el Anexo 1 se calculan las limitaciones del sistema de transmisión. En los cuadros se muestran los resultados de los flujos en MW, sin embargo, esto no permite ver la cargabilidad real de los tramos. Es necesario mostrar los valores en MVA y agregar una columna con la cargabilidad de la línea en relación a la corriente máxima admisible. Además, en el anexo sólo se realizan análisis en régimen permanente. Según el artículo 5-31 de la NTSyCS la capacidad del sistema de transmisión quedará determinada por el menor valor entre: a) Límite térmico b) Límite por sobrecarga de corta duración c) Límite por estabilidad transitoria d) Límite por estabilidad permanente e) Límite por estabilidad de tensión 21 Transelec Anexo 1 6. Quillota- Nogales 2x220 kv 22 Transelec Anexo 5 3 Repotenciamiento línea 1x220 kv, 197 Cardones San Andrés Carrera Pinto Diego de Almagro Pág. 11 f) Límite por estabilidad de frecuencia Para el tramo Quillota Nogales se considera que ante la salida de uno de los circuitos el otro se sobrecarga y también sale de operación asumiendo que con el tramo Nogales Polpaico se cuenta con capacidad suficiente para evacuar las inyecciones de potencia en S/E Nogales. Este supuesto va en contra de lo estipulado en la NTSyCS ya que se el criterio N-1 debe garantizar que ante la ocurrencia de una contingencia simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI provocando la salida en cascada de otro componentes debido a sobrecargas inadmisibles, o a pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión. La utilización de la capacidad N para el tramo Quillota - Nogales corresponde a un criterio operacional que no debe aplicarse para la planificación del sistema de transmisión. La DP del CDEC-SIC propone el proyecto Cambio de conductor por uno de alta capacidad (400 MVA), línea 1x220 kv Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x197 MVA con un VI estimado de USD millones pero no se presenta un análisis de las adecuaciones y de los trabajos necesarios para el desarrollo del proyecto. Considerando proyectos similares realizados por Transelec se estima un VI referencial de USD 26 millones. Además, se deben considerar las adecuaciones necesarias en los equipos primarios, sistemas de protecciones, control, Troncal, que incorporarán conexiones de obras troncales en el horizonte de estudio. Se solicita realizar una evaluación técnico-económica de los proyectos propuestos por la DO y proponer los proyectos que correspondan como obras de ampliación troncal en la revisión anual Se solicita mostrar en las tablas los valores en MVA y la cargabilidad en función de la corriente máxima admisible. Además, se solicita realizar los análisis indicados en el artículo 5-31 de la NTSyCS para determinar la capacidad del sistema de transmisión. Se solicita definir el criterio N-1 para los tramos Quillota Nogales y Nogales Polpaico. Además, se sugiere analizar y evaluar las inversiones necesarias para cumplir con el criterio N-1 en el tramo Se solicita la revisión de los supuestos utilizados para la valorización del proyecto de ampliación Cambio de conductor por uno de alta capacidad (400 MVA), línea 1x220 kv Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x197 MVA, de forma que se reflejen los costos reales que implica este tipo de obras.

13 telecomunicaciones y medida. 23 Transelec 11 Análisis de Subestaciones 11.1 S.E. Diego de Almagro Pág Transelec 11 Análisis de Subestaciones 11.3 S.E. Cardones Pág Transelec 14 Conclusiones Pág. 125 El proyecto propuesto por la DP del CDECSIC para conectar el SVC Plus de S/E Diego de Almagro a ambas secciones de barra, mediante un equipo híbrido, no presenta un análisis de factibilidad técnica para su construcción. El proyecto propuesto por la DP del CDECSIC para conectar la línea Cardones San Andrés Carrera Pinto Diego de Almagro a ambas secciones de barra, mediante un equipo híbrido, no presenta un análisis de factibilidad técnica para su construcción. En el informe se propone el proyecto Compensación reactiva en S/E Temuco indicando que corresponde a una obra necesaria para cumplir con los estándares de calidad de servicio que impone la NTSyCS, particularmente para condiciones de baja demanda en la zona. Sin embargo, el proyecto no se presenta dentro del conjunto de obras propuestas en la revisión troncal Se considera necesaria la inclusión de compensación reactiva en S/E Temuco para mantener las tensiones dentro de la banda permisible de la NTSyCS en caso de baja demanda. Actualmente bajo ciertas condiciones de operación con demanda baja en la zona sur, existen tensiones que exceden el límite establecido según la normativa vigente, tomando medidas operacionales como la desconexión de un circuito de la línea Charrúa Cautín para mantener la tensión dentro del rango de establecido en la NTSyCS. El proyecto ha sido propuesto y detallado por Transelec en las revisiones troncales de los años 2011 y 2012 no siendo acogido por la DP del CDEC-SIC indicando que se pueden regular las tensiones con los generadores disponibles aunque en la práctica no ha sido posible ni con la puesta en servicio de la central Angostura. Se solicita verificar la instalación del equipo híbrido propuesto considerando disponibilidad de espacio y distancias eléctricas. Se solicita verificar la instalación del equipo híbrido propuesto considerando disponibilidad de espacio y distancias eléctricas. Se solicita proponer el proyecto Compensación reactiva en S/E Temuco en la revisión troncal 2014.

14 6. Anexos observaciones Transelec

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