REQUERIMIENTOS DE EXPANSIÓN DE SISTEMAS DE LA SUBTRANSMISIÓN INFORME FINAL

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1 REQUERIMIENTOS DE EXPANSIÓN DE SISTEMAS DE LA SUBTRANSMISIÓN INFORME FINAL 31 Diciembre de 2015

2 CDEC SIC (Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central) Teatinos N 280 Piso 12 Teléfono: (56 2) Fax: (56 2) Santiago Chile Código Postal: REQUERIMIENTOS DE LA EXPANSIONES DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN Rev Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó Informe Preliminar DPD Mauricio Olivares A. Cristián Torres B. Rodrigo Sabaj S. Vannia Toro Informe Final DPD Mauricio Olivares A. Cristián Torres B. Rodrigo Sabaj S. Vannia Toro Deninson Fuentes del C. Gabriel Carvajal M. Deninson Fuentes del C. Gabriel Carvajal M.

3 RESUMEN EJECUTIVO El presente informe realizado por la Dirección de Planificación y Desarrollo del CDEC SIC (DPD) se elaboró con motivo de las funciones y obligaciones establecidas en el marco del Reglamento que establece la Estructura, Funcionamiento y Financiamiento de los Centros de Despacho Económico de Carga, fijado en el Decreto N 291 del año 2007 y modificada mediante el Decreto 115 del año Dicho reglamento señala que la DPD debe desarrollar semestralmente estudios sobre los requerimientos y recomendaciones de corto, mediano y largo plazo sobre los sistemas de transmisión, entre los cuales se encuentran los sistemas de subtransmisión. En este contexto la DPD del CDEC SIC ha desarrollado una metodología para el análisis de la expansión de los sistemas de subtransmisión, la cual contiene las exigencias establecidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios en cuanto al diseño de subestaciones, topología de conexión y criterios de seguridad. Dicha metodología además incluye el análisis de suficiencia en el largo plazo de cada sistema de subtransmisión incorporando la eficiencia técnico-económica de los requerimientos. Finalmente, dada las peculiaridades de cada uno de estos sistemas, la metodología considera una activa participación de las empresas subtransmisoras a fin de incorporar su experiencia en la planificación en cada uno de los sistemas. Respecto al requerimiento de exigencias normativas, se seleccionaron 8 subestaciones que poseen tanto instalaciones troncales como de subtransmisión con algún grado de incumpliendo en cuanto a las exigencias de diseño establecidas en la normativa. Sobre estas la DPD desarrolló proyectos de normalización para 3 subestaciones: Cardones, Los Maquis y Valdivia, los cuales fueron elaborados teniendo en cuenta los requerimientos de las instalaciones de subtransmisión y manteniendo el desarrollo armónico de todas instalaciones de la subestación a la vez. Dichos proyectos fueron puestos en conocimiento de las empresas propietarias, a fin de recibir su colaboración mediante observaciones. Las recomendaciones de expansiones en subestaciones con instalaciones de subtransmisión producto de normalizaciones, conjuntamente con el plazo de construcción, responsable y valor de inversión referencial de la obra se presentan en la siguiente tabla.

4 N Obra Sistema VI miles de US$ Plazo meses Responsable Ampliación Subestación Cardones: instalación equipo híbrido para conexión en topología de doble interruptor del ATR 1 (220/110 kv), y conexión a barra de transferencia de los interruptores de JT2 (ATR2 220/110 kv) y JT3 (ATR3 220/110 kv) Ampliación Subestación Los Maquis: Instalación segundo transformador 220/110 kv (120 MVA) en configuración de doble interruptor entre la barra AIS y GIS, y modificación conexión al transformador existente a la barras GIS en configuración doble interruptor entre la barra AIS y GIS. Ampliación Subestación Valdivia: Conexión a BT de TR1 (220/66 kv) y TR4 (220/66 kv) en patio de 220 kv y en patio de 66 kv, y otras obras de ampliación menores. STX-B Transelec STX-C Colbún STX-F STS Actualmente la DPD está avanzando en la aplicación de la metodología de análisis de la expansión en el largo plazo, para ello ha comenzado el desarrollo la modelación de los sistemas de subtransmisión en el software de coordinación hidrotérmica PLP. Los resultados finales de este análisis se incorporarán en futuras versiones de estos estudios.

5 INDICE 1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ANTECEDENTES DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN EXIGENCIAS REGULATORIAS A LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN Y SU PLANIFICACIÓN EXIGENCIAS MÍNIMAS PARA EL DISEÑO DE INSTALACIONES PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO CRITERIOS DE SUFICIENCIA METODOLOGÍA GENERAL DE ANÁLISIS PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN DIAGNOSTICO DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN EXIGENCIA DISEÑO DE SUBESTACIONES S.E. CARDONES S.E. MAITENCILLO S.E PAN DE AZÚCAR S.E LOS MAQUIS S.E CHENA S.E CHARRÚA S.E VALDIVIA S.E RAHUE ANÁLISIS METODOLOGÍA PARA LA REVISIÓN DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO DESARROLLO PROYECTOS DE NORMALIZACIÓN EN SUBESTACIONES CON INSTALACIONES DE SUBTRANSMISIÓN PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E CARDONES... 35

6 8.1.1 SITUACIÓN ACTUAL DESARROLLO DE ALTERNATIVA VALOR DE INVERSIÓN PLAZO Y RESPONSABLE PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. LOS MAQUIS SITUACIÓN ACTUAL DESARROLLO DE ALTERNATIVA PROYECTO DE NORMALIZACIÓN VALOR DE INVERSIÓN PLAZO DE EJECUCIÓN Y RESPONSABLE PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. VALDIVIA SITUACIÓN ACTUAL PROYECTO DE NORMALIZACIÓN VALOR DE INVERSIÓN PLAZO Y RESPONSABLE ANEXO ANEXO

7 1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS En el marco del Reglamento que establece la Estructura, Funcionamiento y Financiamiento de los Centros de Despacho Económico de Carga, fijado en el Decreto N 291 del año 2007 y modificada mediante el Decreto 115 del año 2013, se establecen las responsabilidades y obligaciones de la DPD 1, sobre las cuales, para el presente análisis, se destaca la siguiente: Artículo 37 bis, b): Realizar los análisis y estudios semestrales sobre los requerimientos de los sistemas de transmisión a que se refiere el literal g) del artículo 3 del presente reglamento, así como los estudios con los requerimientos de adaptación de instalaciones comunes, de diseño conceptual de líneas y subestaciones, la revisión de los estudios de coordinación de protecciones y los demás que señale la normativa vigente. Los análisis y estudios mencionados deberán realizarse con información actualizada, para lo cual los Coordinados deberán periódicamente entregar a la DPD información de proyectos en desarrollo, proyectos en estudio y proyección de demanda de acuerdo a los formatos que las Direcciones Técnicas determinen previa aprobación de la Comisión. Los análisis y estudios mencionados deberán ser enviados a la Comisión y publicados en forma permanente en la página web del CDEC respectivo En el artículo anterior, se indica la función de desarrollar estudios asociados a los sistemas de transmisión, referenciando al artículo 3, literal g) del reglamento en cuestión. Artículo 3º.- Para los efectos del cumplimiento de las funciones del CDEC, todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote, a cualquier título, centrales generadoras, líneas de transporte, instalaciones de distribución y demás instalaciones señaladas en el Artículo 2º del presente reglamento, que se interconecten al sistema, estarán obligados a sujetarse a las instrucciones, procedimientos y mecanismos de coordinación del sistema que emanen, dentro de sus respectivas atribuciones, de los organismos técnicos necesarios de cada CDEC a que se refiere el Artículo 5º del presente reglamento, en la forma que establece su Título III, para efectos de: a) Preservar la seguridad global del sistema eléctrico; b) Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico; c) Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión; d) Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión adicionales de acuerdo a lo establecido en el inciso final del artículo 77 de la Ley; e) Determinar las transferencias económicas entre los integrantes y/o coordinados del CDEC, según corresponda f) Elaborar los estudios e informes requeridos por la ENERGÍA Comisión Nacional de Energía, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, o el Ministerio de Energía, dentro de la esfera de sus Respectivas atribuciones, y las demás que establece la normativa vigente, 1 DPD: Dirección de Planificación y Desarrollo.

8 g) Realizar periódicamente análisis y estudios sobre requerimientos y recomendaciones de expansión de la transmisión de corto, mediano y largo plazo. De lo indicado se concluye que la DPD debe realizar periódicamente estudios para recomendar obras en los sistemas de transmisión. En base a lo anterior y dado que el reglamento no segrega a los sistemas de transmisión a estudiar por su clasificación regulatoria, se entiende que esta obligación aplica para todos los segmentos, es decir: sistema de transmisión troncal, subtransmisión y transmisión adicional. Para el sistema de transmisión troncal se realiza anualmente un análisis de sus requerimientos de expansión en el contexto de la revisión del Estudio de Transmisión Troncal. Por otro lado los sistemas de subtransmisión y transmisión adicional no poseen un estudio particular que analice los respectivos requerimientos de expansión. En este contexto, el presente estudio sienta las bases para realizar análisis de requerimientos de expansión en los sistemas de subtransmisión conforme a las necesidades y características que deben poseer los sistemas de transmisión en cuanto a la seguridad, operación económica y acceso abierto. El presente informe aborda los siguientes tópicos Estudio del contexto normativo de la expansión de los sistemas de transmisión, básicamente lo que indica la NTSyCS. Desarrollo de una metodología preliminar para, en futuras versiones, elaborar un análisis más detallado sobre los criterios de expansión de los sistemas de subtransmisión. Análisis de requerimientos para ocho subestaciones que resultaron de interés en la revisión del plan de expansión de la transmisión troncal y del diagnóstico de la Dirección de Operación con motivo del artículo 36 literal p). Realización de recomendaciones de ampliaciones de algunas subestaciones en las que se observan faltas de cumplimiento normativo en lo referente a los artículos 3-24 y 3-25 de la NTSyCS. Análisis comparativo de los errores entre los métodos de cálculos de flujos de potencia DC respecto el AC, esto con el fin de corroborar la coherencia de modelar los sistemas de subtransmisión en modelos de coordinación hidrotérmica

9 2 ANTECEDENTES Para el desarrollo del presente estudio se utilizaron una serie de documentos, sobre las cuales se sentaron las bases de la Metodología de Análisis para la Expansión de los Sistemas de Subtransmisión. a) Decreto con Fuerza de Ley N 4/2007: Ley General de Servicios Eléctricos. b) Resolución Exenta N 297/2015 del Ministerio de Energía: Norma Técnica de Seguridad y Calidad del Servicio. c) Decreto N 291/2007 del Ministerio de Economía: Establecen las Responsabilidades, Funciones y Obligaciones de los Centro de Despacho de Carga. d) Decreto N 115/2013 del Ministerio de Energía: Modifica Decreto N 291/2007 del Ministerio de Economía.

10 3 DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN De acuerdo al artículo 75 de la LGSE 2 las instalaciones de Subtransmisión son aquellas que están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o regulados, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras. La definición de instalaciones de transmisión como parte de sistemas de subtransmisión es realizada por la CNE 3 mediante un estudio y posterior fijación mediante decreto. Actualmente el Decreto N 163/2014 es el que define los sistemas de subtransmisión y las instalaciones que los componen. Los sistemas de subtransmisión poseen la denominación de servicio público y como tal, están sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias. Para calificar como Subtransmisión, las instalaciones deben cumplir con las siguientes características: a) No calificar como instalaciones troncales. b) Que los flujos en las líneas no sean atribuidos exclusivamente al consumo de un cliente, o a la producción de una central generadora o de un grupo reducido de centrales generadoras. Las instalaciones de subtransmisión son remuneradas en base al VASTx 4, que es determinado cada cuatro años mediante estudios supervisados por la CNE. La metodología de tarificación de estos sistemas no contempla una planificación centralizada, ni una revisión de los requerimientos de ampliaciones. Por lo tanto, el estudio que debe realizar la DPD para dar cumplimiento al artículo 37 bis, b) del Decreto N 291/2007 da cuenta de esta necesidad, la cual a la fecha no es vinculante, sino informativa. El Decreto N 163/2014 definió 6 sistemas de subtransmisión, 5 en el SIC y 1 en el SING, la ubicación geográfica de éstos es coherente con las zonas de concesión de clientes regulados, los nombres y características generales de cada sistema de subtransmisión se presenta a continuación. STX-A: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SING, abarca la XV Región de Arica y Parinacota, I Región de Tarapacá y la parte norte de la II Región de Antofagasta. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 600 km de Norte a Sur y alrededor de 150 km de Este a Oeste. STX-B: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la II Región de Antofagasta, III Región de Atacama, IV Región de Coquimbo y la parte norte 2 LGSE: Ley General de Servicios Eléctricos. 3 CNE: Comisión Nacional de Energía 4 VASTx: Valor Anual de Subtransmisión.

11 de la V Región de Valparaíso. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 850 km de Norte a Sur y alrededor de 150 km de Este a Oeste. STX-C: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca gran parte de la V Región de Valparaíso y con algunas instalaciones colabora en la alimentación de localidades de la Región Metropolitana. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 165 km de Norte a Sur y alrededor de 135 km de Este a Oeste. STX-D: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca gran parte la Región Metropolitana. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 90 km de Norte a Sur y alrededor de 75 km de Este a Oeste. STX-E: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la Región Metropolitana, la VI Región del Libertador Bernardo O Higgins, VII Región del Maule, VII Región del Biobio y gran parte de la IX Región de la Araucanía. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 675 km de Norte a Sur y alrededor de 220 km de Este a Oeste. STX-F: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la IX Región de la Araucanía, la Región XIV de los Ríos y la X Región de los Lagos. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 540 km de Norte a Sur y alrededor de 220 km de Este a Oeste. En la siguiente figura se presente un mapa político de chile, con la ubicación geográfica de los sistemas de los 6 sistemas de subtransmisión.

12 Figura 1:: Ubicación Geográfica de Sistemas de Substransmisión En términos de las características de las instalaciones de estos sistemas, la legislación no impone un límite superior de tensión, pero si un mínimo, ya que en tensiones inferiores o iguales a 23 kv, se entiende que los sistemas son de distribución. En ese contexto, los sistemas de subtransmisión podrían comprender instalaciones con niveles de tensión superior a 23 kv e incluso 500 kv. Ahora bien, en la práctica los sistemas de subtransmisión están compuestos por instalaciones de 44 kv, 66 kv, 110 kv, 154 kv y 220 kv. Lo anterior, se destaca producto que las NTSyCS 5 posee diferentes exigencias para las instalaciones con niveles de tensión superior a 200 kv. 5 NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad del Servicio.

13 4 EXIGENCIAS REGULATORIAS A LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN Y SU PLANIFICACIÓN Definidas las obligaciones de la DPD en cuanto a la planificación de los sistemas de subtransmisión y a las características que éstos poseen, es preciso contextualizar la lógica normativa sobre la cual deben proponerse modificaciones y expansiones de estos sistemas. En ese contexto, se presentan a continuación los criterios y exigencias mínimas que deben ser consideradas para el desarrollo de una planificación coherente en términos técnicos, normativos y económicos. 4.1 EXIGENCIAS MÍNIMAS PARA EL DISEÑO DE INSTALACIONES La NTSyCS establece en el capítulo 3, las exigencias mínimas que deben poseer las instalaciones de transmisión en cuanto a configuraciones, diseños y conexiones. En consecuencia, la planificación debe contemplar en principio la búsqueda del cumplimiento normativo en cuanto a las exigencias que ésta plantea. Dado que las exigencias de la NTSyCS para el diseño de instalaciones de transmisión son diferentes para niveles de tensión superiores e inferiores a 200 kv y que los sistemas de subtransmisión comprenden instalaciones desde 44 kv hasta 220 kv, se presenta a continuación lo que indica la normativa al respecto. Artículo 3-24 (NTSyCS)- Aplicación Instalaciones tensión Mayor a 200 kv [mantenimiento de Interruptores - falla en barras fallas en transformadores y conexión al sistema de transmisión] Las disposiciones del presente artículo se aplican a instalaciones del ST 6 nominal mayor a 200 [kv], sean ellas pertenecientes al STT, STx o STA. de tensión II. Configuración de barras de subestaciones: Las subestaciones del ST de tensión nominal mayor a 200 [kv] deberán tener una configuración de barras con redundancia suficiente para realizar el mantenimiento de cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones queden en operación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas. Lo anterior no es exigible a alimentadores no enmallados o de uso exclusivo de Clientes Libres. 6 ST: Sistema de Transmisión, STT: Sistema de Transmisión Troncal, STx: Sistema de Subtransmisión, STA: Sistema de Transmisión Adicional.

14 La configuración específica de las nuevas subestaciones, tales como esquemas en anillo, barra principal y transferencia, interruptor y medio u otro, así como el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de Recursos Generales de Control de Contingencias. En el caso de ampliación de subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 9 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias, para lo cual deberán implementarse las correspondientes medidas contra contingencias extremas previo a la autorización de la conexión. Para ello el Coordinado que explote la subestación que se incorpora al SI o que es ampliada o modificada, deberá realizar un estudio basado en los criterios establecidos en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan al SI", el que debe ser sometido a la aprobación de la DO 7. III. Configuración de Transformadores Para subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias, para lo cual deberán implementarse las correspondientes medidas contra contingencias extremas. Para subestaciones que se incorporan al SI o aquellas que sean ampliadas o modificadas, el Coordinado respectivo deberá realizar un estudio basado en los criterios establecidos en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan al SI", el que debe ser sometido a la aprobación de la DO. Para subestaciones eléctricas pertenecientes al ST, los Coordinados que exploten transformadores de poder deberán disponer de transformadores de reserva, propios o de terceros, energizados o desenergizados, tal que en caso de falla permanente de uno de los transformadores de la subestación que implique restricciones al suministro a Clientes Regulados, se pueda normalizar la operación de la subestación antes de 96 horas contadas desde el inicio de la falla. Tampoco exime al Coordinado de la exigencia de respetar los índices de Indisponibilidad Programada y Forzada de transformadores establecida en el Artículo En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200 [kv] y tensión secundaria superior a 60 [kv] que enmallan sistemas, deberán contar con un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser 7 DO: Dirección de Operación

15 controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de Recursos Generales de Control de Contingencias. IV Conexión en Derivación: En el caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su conexión en derivación de una línea del ST que no pertenezca al STT por medio de un arranque de simple circuito de línea o transformación deberá dar cumplimiento a los siguientes requisitos: a) La conexión.deberá contar con un paño de interrupción, físicamente ubicado contiguo a la franja de seguridad de la línea, que asegure el despeje selectivo de las fallas que ocurran en las nuevas instalaciones b) Se podrá efectuar solo una conexión en derivación por circuito de línea de tensión superior a 200 kv. En caso de solicitarse una segunda conexión en derivación en el mismo circuito, ello exigirá desarrollar una subestación seccionadora de ese circuito con al menos tres paños de interruptor. c) Si los estudios realizados por el coordinado la DO concluya que el sistema resulta inestable, o si no fuera posible lograr una adecuada coordinación. Corresponderá el desarrollo de una subestación seccionadora de ese o más circuitos de la línea, según sea necesario. d) En caso de no ser posible cumplir con los requisitos establecidos anteriormente, el interesado podrá efectuar la conexión en alguna de las subestaciones terminales En el caso que el Coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite una conexión que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una línea de dos o más circuitos que forma parte del ST de tensión mayor a 200 [kv] que no pertenezca al STT, corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos de esta última, que cumpla con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de barras de subestaciones del presente artículo. En el caso de conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT, corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos de la línea, la cual debe cumplir con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de barras de subestaciones del presente artículo. Artículo 3-25 (NTSyCS)- Aplicación Instalaciones tensión menor a 200 kv [conexión al sistema de transmisión] En el caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su conexión en derivación de una línea del ST de tensión menor a 200 kv, mediante un arranque de simple circuito de línea o transformación, sin interruptor, deberá dar cumplimiento a los siguientes requisitos:

16 a) La conexión en derivación desde una línea de simple circuito o desde uno de los circuitos de una línea de dos o más circuitos mediante un arranque de simple circuito de línea o transformación, sin interruptor, deberá contar en el otro extremo con un sistema de protecciones que permita mantener el tiempo de despeje en el circuito al cual se conecta y en el propio arranque dentro de los tiempos establecidos en el Articulo Para lo cual el coordinado que explote la línea receptora deberá realizar las modificaciones necesarias al sistema de protecciones de la línea b) El paño en el extremo del arranque deberá contar con un esquema de protección de falla de interruptor que garantice el despeje de la contribución de corrientes de cortocircuito en caso de falla de dicho interruptor. c) No obstante lo anterior, a solicitud del coordinado y previa entrega del estudio la DO podría excepcionalmente aceptar tiempos de operación mayores al indicado. d) Por otra parte, si la DO concluye que el sistema resulta inestable o si no fuera posible lograr una adecuada coordinación entre la línea y el arranque, se deberá mejorar el sistema de protecciones del arranque o seccionar ese o más circuitos de la línea, según sea necesario. En caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su conexión a través de una línea de doble circuito, en un punto intermedio de una línea de dos o más circuitos que forman parte de un ST de tensión menor a 200 kv. Corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos de esta última. Conforme a lo expresado previamente, se presenta a continuación un cuadro resumen con las exigencias de diseño para las instalaciones de subtransmisión, esto significa que se omiten las exigencias asociadas al troncal y a los sistemas adicionales. I. Mantenimiento de Interruptores II. Configuración de Barras (II) Tabla 1: Resumen requerimientos Mínimos Instalaciones de Transmisión Exigencias para instalaciones de tensión superior a 200 kv Configuración de barras suficiente para realizar el mantenimiento de cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones queden en operación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas. No exigible a alimentadores no enmallados o de uso exclusivo de Clientes Libres. El número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas. Exigencias para instalaciones de tensión inferior a 200 kv Sin exigencia. Sin exigencia.

17 III. Configuración Transformadores IV. Conexiones en derivación a los Sistemas de Subtransmisión En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200 [kv] y tensión secundaria superior a 60 [kv] que enmallan sistemas, deberán contar con un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser controlada sin propagarse. Conexión en derivación de una línea del ST por medio de un arranque de simple circuito: La conexión deberá contar con un paño de interruptor, físicamente ubicado contiguo a la franja de seguridad de la línea, que asegure el despeje de las fallas que ocurran en las nuevas instalaciones. En caso de la DO concluya que el sistema resulta inestable, corresponderá el desarrollo de una subestación seccionador. Se podrá efectuar solo una conexión en derivación por circuito de línea de tensión superior a 200 kv. Segunda conexión en derivación exigirá desarrollar una subestación seccionadora. (con estándar punto II) Conexión en derivación que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una línea de dos o más circuitos que forman parte de un ST: Corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos. (con estándar punto II) Sin exigencia. Conexión en derivación de una línea del ST por medio de un arranque de simple circuito sin interruptor: La conexión deberá contar en el extremo con un sistema de protección que permita mantener el tiempo de despeje en el circuito al cual se le realiza la derivación. Para esto el coordinador de esta última deberá realizar las modificaciones necesarias en el sistema de protección de la línea. En caso de la DO concluya que el sistema resulta inestable se deberá mejorar el sistema de protecciones del arranque o seccionar ese o más circuitos de la línea, según sea necesario. Conexión en derivación que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una línea de dos o más circuitos que forman parte de un ST: Corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos.

18 4.2 PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO. La NTSyCS hace referencia respecto de los criterios de planificación que se deben considerar, en los sistemas de transmisión que define la regulación nacional: STT, STx y STA. Artículo 5-5 (NTSyCS)- La planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada aplicando Criterio N-1, definido según lo establecido en el Articulo 1-7, numeral 31. En los estudios de planificación, la aplicación del Criterio N-1, sólo podrá utilizar recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o tensión. Para estos efectos, el ETT 8 y sus revisiones anuales realizados por la DP 9 deben verificar durante su realización que las alternativas de ampliaciones recomendadas aseguren el cumplimiento de los señalado en el inciso anterior, en todos los tramos del STT, dando cumplimiento a la NTSyCS. Del mismo modo en los Estudios de Subtransmisión a que se refiere la LGSE, deberán cumplir con lo señalado en el inciso anterior para las instalaciones de cada STx. Las instalaciones de los STA que operen con enmallamiento también deberán dar cumplimiento a los criterios de planificaciones indicados en el presente artículo. Artículo 1-7 (NTSyCS)- Criterio N-1: criterio de seguridad utilizado en la planificación del desarrollo y la operación del SI que garantiza 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 otros componentes debido a sobrecargas inadmisibles, o a pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión. En virtud a lo anterior, se concluye, que por la arista del desarrollo del sistema, la NTSyCS considera planificación de los sistemas de subtransmisión debe contemplar la seguridad con Criterio N-1 y sólo considerando esquemas de automatismos supervisados por frecuencia o tensión; condición que genera un desarrollo de la planificación con estándares más conservadores incluso que la operación. 4.3 CRITERIOS DE SUFICIENCIA De acuerdo a la literatura específica referente a confiabilidad de sistemas de potencia, es posible definir Suficiencia como lo relativo a la existencia de instalaciones suficientes por las cuales el sistema es capaz de satisfacer la demanda y las restricciones operacionales, y que se 8 ETT=Estudio de Transmisión Troncal 9 DP= Dirección de Peajes

19 asocia por tanto a condiciones de carácter estático 10 siendo las instalaciones referidas, aquellas de generación y transmisión. Adicionalmente, este concepto es recogido implícitamente por la NTSyCS, la cual establece criterios tanto para la operación como para la planificación del sistema. En ese contexto dicha norma técnica establece que los sistemas se deben planificar considerando el criterio N-1, por lo que supone un nivel de redundancia de instalaciones como condición suficiente para la expansión de los sistemas de transmisión. En virtud a lo anterior la DPD en su función de recomendar las expansiones de los sistemas de transmisión, debe elaborar sus estudios bajo el criterio de suficiencia indicado anteriormente. Además, dado que la demanda y la generación son variables en el tiempo, se hace necesario que la suficiencia de los sistemas de transmisión debe logarse considerando la incorporación de nuevas obras y ampliaciones de las instalaciones existentes. Adicionalmente, debido a que la planificación el sistema de transmisión considera múltiples futuros posibles en su horizonte, debido a la estocasticidad de las variables que definen su evolución, las soluciones de infraestructura suficientes pueden ser diversas. De esta forma, es relevante considerar también el criterio de eficiencia económica al momento de decidir qué alternativa es la más recomendable. Como referencia adicional, la legislación actual considera que los sistemas de subtransmisión deben evolucionar de forma económicamente adaptada a la demanda, antecedente relevante para considerar que su planificación debe tomar en cuenta esta consideración. A modo de conclusión, la expansión de los sistemas de subtransmisión deben considerar la suficiencia para su planificación, contemplando el criterio de seguridad el N-1 y además la coherencia respecto de la eficiencia económica para el conjunto de instalaciones del sistema eléctrico. 10 Probabilistic Transmission System Planning. Capítulo 5. Wenyuan Li. IEEE Press 2011

20 5 METODOLOGÍA GENERAL DE ANÁLISIS PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN Considerando las funciones de la DPD en cuanto a la planificación de los sistemas de subtransmisión y a los criterios de suficiencia con los cuales deben operar y desarrollarse estos sistemas, se presenta a continuación una metodología de análisis para la recomendación de las expansiónes de dichos sistemas. Figura 2: Metodología de Análisis para la Expansión de los Sistemas de Subtransmisión La metodología de análisis de la expansión de los sistemas de subtransmisión, presentada en la figura 2, comprende 3 criterios sobre los cuales se deben planificar estos sistemas. El primero, Conexión a los Sistemas de Subtransmisión, se basa en una lógica de análisis técnico de las instalaciones el cual debe verificar el cumplimiento normativo de la topología de conexión de los elementos. El segundo criterio, Diseño de Instalaciones, aplica sólo a instalaciones con tensión superior a 200 kv y guarda relación con un análisis técnico sobre las configuraciones de las subestaciones, cabe destacar que este análisis está directamente relacionado con el tercer criterio, el de Suficiencia de Largo Plazo, el que involucra a las instalaciones de subtransmisión como parte de un sistema y tienen como objetivo evaluar la suficiencia de éste considerando las restricciones operacionales de seguridad y eficiencia económica. La descripción de cada una de las etapas de la metodología se presenta a continuación. 1. Topología de Conexión a Sistemas de Subtransmisión, este análisis se debe realizar en todos los puntos de conexión de los sistemas de subtransmisión, ya que la normativa

21 establece estándares mínimos de conexión para todo el S.I. En ese contexto, se debe verificar el cumplimiento de lo siguiente: a) Si la conexión es en derivación, en tensión mayor a 200 kv, y mediante un arranque de un simple circuito, se debe verificar mediante información de los propietarios y/o visitas a terreno, que ésta posea un interruptor, ubicado contiguo a la franja de seguridad, que asegure el despeje de las fallas. En caso contrario se debe proponer un proyecto de ampliación que normalice la conexión. b) Si la conexión es en derivación, en tensión mayor a 200 kv, y mediante un arranque de dos o más circuitos, corresponde la construcción de una subestación seccionadora de al menos dos circuitos. En caso contrario se debe proponer un proyecto de ampliación que normalice la conexión c) En tensiones superiores a 200 kv, verificar la existencia de una sola conexión en deviación por circuito. En caso contrario se debe proponer un proyecto de normalización del tramo. d) Si la conexión es en derivación, en tensión menor a 200 kv, y mediante un arranque de un simple circuito, se debe verificar mediante información de los propietarios y/o visitas a terreno, que en extremo del arranque exista un esquema de despeje de falla en el circuito al cual se conecta. En caso contrario se debe proponer un proyecto de ampliación que normalice la conexión. e) Si la conexión es en derivación, en tensión menor a 200 kv, y mediante un arranque de dos o más circuitos, corresponde la construcción de una subestación seccionadora de al menos dos circuitos. En caso contrario se debe proponer un proyecto de ampliación que normalice la conexión. f) En tensiones inferiores a 200 kv, se permite más de una conexión en derivación por circuito. Mediante estos criterios se debe revisar los estándares de conexión de elementos en los sistemas de subtransmisión. La figura siguiente presenta un esquema al respecto.

22 Figura 3: Metodología de Revisión de la Conexión de Elementos en subtransmisión 2. Exigencia Diseño de Instalaciones, este análisis se debe realizar a todas las subestaciones de subtransmisión que posean instalaciones con tensiones de más de 200 kv. Sobre éstas se deben realizar 3 análisis: a) Mantención de Interruptores: en base a la información real (as build) de la conexión de todos los elementos y/o mediante visitas a terreno, verificar si los interruptores de éstos tienen la posibilidad de ser intervenidos para mantenimiento, de manera que dichas instalaciones queden en operación durante el evento. En caso que esta condición no se cumpla, se deben proponer ampliaciones que den cuenta de este cumplimiento.

23 b) Configuración de Barras: considerando la topología de la subestaciones se debe verificar que la configuración de ésta deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ella pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas. Para esto, se deben realizar simulaciones eléctricas, en diferentes condiciones de operación, coherentes con los escenarios esperados de demanda y generación, y con ello verificar el cumplimiento normativo de este punto. En caso de verificar incumplimiento, producto de la propagación de la falla, se deben proponer ampliaciones en esta subestación que den cuenta del cumplimiento normativo en cuestión. Se destaca que este análisis debe ser coherente con el criterio de suficiencia y por lo tanto deberá realizarse un proceso iterativo en búsqueda de la mejor solución. c) Configuración de Transformadores: considerando la topología de la subestaciones y en caso de poseer transformación de tensión primaria mayor a 200 [kv] y tensión secundaria superior a 60 [kv] que enmallan sistemas, deberán contar con un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser controlada sin propagarse. Para esto, se deben realizar simulaciones de despacho de carga, en diferentes condiciones de operación, coherentes con los escenarios esperados de demanda y generación, y con ello verificar el cumplimiento normativo de este punto. En caso de verificar incumplimiento, producto de la propagación de la falla, se deben proponer ampliaciones en esta subestación que den cuenta del cumplimiento normativo de este punto. Se destaca que este análisis debe ser coherente con el criterio de suficiencia y por lo tanto deberá realizarse un proceso iterativo en búsqueda de la mejor solución. Posteriormente al desarrollo de los 3 análisis, y en caso de verificar más de un incumplimiento en una misma subestación se debe conformar un proyecto de expansión coherente y que además contenga el respectivo análisis de suficiencia. 3. Análisis de Suficiencia de Largo Plazo de los Sistemas de Subtransmisión, este análisis corresponde a un estudio de los sistemas de subtransmisión, como conjunto, y guarda relación con las necesidades de expansiones en el largo plazo, producto de requerimientos asociados al criterio de seguridad N-1, y complementado con el debido análisis económico que respalde la eficiencia de tal expansión. Para lograr lo anterior, se deben realizar dos análisis: a) Determinación de restricciones por Criterio Seguridad N-1: en base a un análisis eléctrico y considerando la proyección de demanda, obras de generación y transmisión, se deben determinar lo límites operacionales de cada una de las instalaciones de los sistemas de subtransmisión a fin de que se opere con criterio de

24 seguridad N-1, esto significa que ante falla simple no exista propagación al resto de las instalaciones no falladas. b) Determinación de la operación en el largo plazo: considerando los resultados de los límites operaciones de cada tramo de los sistemas de subtransmisión y la demanda con sus características propias para cada sistema de subtransmisión, así como la incorporación de nuevas obras de generación y transmisión, se determinarán mediante despachos económicos de carga de largo plazo y escenarios de consumo relevantes, el uso esperado de cada uno de los tramos, que permite verificar aquellos que puedan requerir ampliaciones de capacidad. Sobre estos se identifican proyectos de expansión a evaluar, sobre los cuales, además se deben considerar los proyectos de expansión identificados en el análisis de Exigencia Diseño de Instalaciones. c) Identificado dichos tramos se realizan nuevamente simulaciones de despacho económico de carga en el largo plazo con nuevas capacidades de transferencia. En base a esto se obtiene el ahorro en términos de costo de operación de incorporar la expansión y se compara con el valor de inversión de éste. Finalmente y dependiendo del beneficio de incorporar una nueva obra de expansión, se debe recomendar desarrollar dicha obra o simplemente, en caso que el beneficio sea negativo, mantener la operación del sistema con las limitaciones actuales. Con este análisis es posible determinar la necesidad de expansiones de los sistemas de subtransmisión considerando la suficiencia bajo el criterio N-1 y la eficiencia económica. d) Producto de las particularidades operativas, técnicas, geográficas, etc. de cada uno de los sistemas de subtransmisión, es posible que existan variables que los estudios utilizados comúnmente para los análisis de planificación no identifiquen, provocando que las propuestas sobre las expansiones de los sistemas de subtransmisión no sean las adecuadas. En ese contexto es que la metodología general ha considerado esta variable incorporándola por medio de una participación activa de las empresas subtransmisoras y el know-how que cada una de éstas puede aportar para la recomendación de expansiones eficientes técnica y económicamente. Mediante estos criterios se realizarán los análisis de suficiencia y eficiencia en la expansión en el largo plazo en los sistemas de subtransmisión. La figura siguiente presenta un esquema al respecto.

25 Figura 4: Análisis Suficiencia Largo Plazo En virtud de lo anterior se puede concluir que la metodología de Análisis para la Expansión de los Sistemas de Subtransmisión posee un alto nivel de complejidad y de cantidad de análisis, no sólo por el volumen de instalaciones involucradas, sino también por la diversidad de estudios asociados y que deben ser complementarios y coherentes entre ellos: revisión de instalaciones, verificación de conexión, visitas a terreno, estudios eléctricos, estudios de despacho económico, desarrollo de proyectos, valorización de proyectos, evaluaciones económicas y otros análisis adyacentes. No obstante, el desarrollo de una correcta planificación de los sistemas de subtransmisión aporta beneficios futuros en suficiencia y seguridad, en reducción de costos de operación del sistema, así como aumento de competencia en el sector, potenciando el acceso abierto para los desarrolladores de nuevos proyectos de generación y consumo con intención de conectarse a estos sistemas. 6 DIAGNOSTICO DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN En virtud a la metodología planteada, y las obligaciones de la DPD en cuanto al desarrollo de las revisiones de expansiones de los sistemas de subtransmisión, se revisarán los análisis que se han desarrollado y que involucran instalaciones de subtransmisión. El objetivo del diagnóstico es identificar el conjunto de subestaciones en las cuales coexisten instalaciones

26 troncales y de subtransmisión que requieren un proyecto de expansión que dé cuenta del cumplimiento normativo referente al artículo 3-24 de la NTSyCS. Para efectos de lo anterior, se analizaron los resultados y recomendaciones de los siguientes informes elaborados por las diferentes Direcciones del CDEC SIC. a) Minutas N 4/2015, Revisión Estándares Normativos Subestaciones Troncales, DPD: contienen una revisión del cumplimiento normativo de las instalaciones troncales del SIC en cuanto a diseño, estudios de fallas y requerimientos futuros. El análisis incluye las instalaciones de subtransmisión que converjan en subestaciones troncales. b) Minutas N 5/2015, Análisis Fallas Severidad 8 y 9 en Subestaciones Troncales DPD: contienen una revisión del cumplimiento normativo de las subestaciones troncales en cuanto a las fallas de severidad 8 y 9 en el largo plazo. Se identifican mejoras en cuanto a la configuración de las subestaciones que involucran expansiones en las instalaciones de subtransmisión. c) Informe Anual Requerimientos de Mejoras en las Instalaciones de Transmisión para la Operación, DO: contiene una revisión del cumplimiento normativo y mejoras que requieren las instalaciones de transmisión (troncales, subtransmisión y adicionales) desde el punto de vista de la operación. d) Estudio de Evaluación Fallas Severidades 8 y 9 en el SIC, DO. contiene un análisis del cumplimiento normativo en cuanto a la fallas de severidad 8 y 9 en el sistema de transmisión para junio de 2017, a fin de proponer medidas para que dichas fallas no sean propagadas provocando desconexión de consumos que representen el 10% o más de la demanda del sistema.

27 7 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN Considerando los análisis que deben desarrollarse para la correcta evaluación de las expansiones en los sistemas de subtransmisión, así como la identificación de subestaciones con incumplimiento de diseño, presentadas en las minutas N y N , para la presente revisión de expansiones en los sistemas de subtransmisión, en esta ocasión se abordará el aspecto referente a las exigencias de diseño de las subestaciones, planteado en la metodología. METODOLOGÍA DE ANALISIS PARA LA EXPANSION DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN ANÁLISIS DE SUFICIENCIA LARGO PLAZO CRITERIO SEGURIDAD N-1 TOPOLOGÍA DE CONEXIÓN A SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN EXIGENCIAS DE DISEÑOS DE INSTALACIONES Mantención Interruptores Configuración Barras (Instalaciones tensión > 200 kv) Configuración Transformadores Determinación Límites Operacionales N-1 EFICIENCIA ECONÓMICA Figura 5: Aplicación metodología expansión subtransmisión 7.1 EXIGENCIA DISEÑO DE SUBESTACIONES Considerando las conclusiones de los estudios señalados en el punto 6 fue posible identificar subestaciones que poseen tanto instalaciones troncales como de subtransmisión que no cumplen con las exigencias de diseño establecidas en la normativa y que por lo tanto requieren ser analizadas en mayor detalle a fin de proponer proyectos de expansión. Los análisis eléctricos se encuentran contenidos en ANEXO 1 al presente informe. En este contexto las subestaciones identificadas y sobre las cuales se desarrollarán proyectos de expansión son las siguientes: S.E. CARDONES La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, los elementos troncales están conectados equilibradamente entre las dos barras. No obstante las instalaciones de subtransmisión pertenecientes al STX-B, ATR1 y ATR3 220/110 kv están conectadas a la sección de barra 1, una falla en esta sección provocará la salida intempestiva de ambos elementos de transformación, sobrecargando el autotransformador que está

28 conectado en la segunda sección de barra, ATR2 220/110 kv, provocando su desconexión por operación de las protecciones y posteriormente generando pérdida de consumo. Por otro lado, se debe mencionar que los interruptores de 220 kv de los 3 autotransformadores no poseen conexión a barra de transferencia para mantención, vulnerando la normativa en este aspecto. Considerando lo previamente expuesto, la DPD del CDEC SIC desarrolló un proyecto de normalización que considera una topología de conexión que permite que ante falla de severidad 9, en cualquiera de las barras, queden operativos al menos dos de los tres autotransformadores 220/110 kv que posee la subestación Cardones. Además, esta propuesta de proyecto considera la conexión de los autotransformadores a la barra de transferencia para dar cumplimiento a la mantención de los interruptores de éstos. Las características del proyecto y sus valores de inversión referencial se encuentran en el punto S.E. MAITENCILLO La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, los elementos troncales de transformación 220/110 kv (ATR1 y ATR2) pertenecientes al sistema de subtransmisión STX-B están conectados equilibradamente entre las dos barras. Ante falla de severidad 8 o 9 queda operativo sólo un autotransformador con sobrecarga cercana al 30%, situación que podría provocar su desconexión y la consecuente pérdida de consumo. Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que de cuenta de los requerimientos de diseño estipulados en la normativa. El proyecto deberá considerar una topología de conexión que permita que ante falla de severidad 8 ó 9 no se provoquen perdidas del consumo, un posible tercer transformador (nuevo) conectado en interruptor y medio podría ser una solución viable. Los análisis finales del proyecto serán realizados en versiones posteriores de este estudio S.E PAN DE AZÚCAR La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, los elementos troncales están conectados equilibradamente entre las dos barras. No obstante las instalaciones de subtransmisión ATR3 y ATR9 220/110 kv, pertenecientes al STX-B, están conectadas a la sección de barra 1 con un único interruptor, una falla en esta sección provocará la salida intempestiva de ambos elementos de transformación, sobrecargando a niveles inadmisibles el ATR4 220/110 kv, conectado en la segunda sección de barra, provocando su desconexión producto de la operación de las protecciones y posteriormente generando una pérdida de consumo

29 Asimismo, ante falla de severidad 8 en alguno de los autotransformadores ATR3 y ATR9 220/110 kv, se provocará el mismo efecto que la falla de severidad 9 mencionada en el párrafo anterior, ya que comparten el interruptor de conexión. Finalmente los interruptores JT5 (CER 2), JT6 (CER 1) y JCE5 (CCEE) no cumplen con criterio de mantenimiento, ya que no están conectados a la barra de transferencia. Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que dé cuenta de todas los requerimientos para el cumplimiento normativo en el diseño de la subestación. El proyecto deberá considerar una topología de conexión que permita que ante falla de severidad 8 y 9 no exista desconexión de más de uno de los tres autotransformadores, además de la conexión de los mencionados interruptores a la barra de transferencia para permitir el mantenimiento. Los análisis finales del proyecto serán realizados en versiones posteriores de este estudio S.E LOS MAQUIS La configuración actual de esta subestación es de barra simple sin barra de transferencia, a ésta se conectan 2 circuitos troncales, dos circuitos adicionales y un transformador 220/110 kv perteneciente al sistema de subtransmisión STX-C conectado a la barra de 220 kv sin interruptor. Ante falla de severidad 8 y 9 se desconectan todos los elementos y se provoca la pérdida de consumo de la zona de Aconcagua. Considerando lo previamente expuesto, desde abril del presente año la DPD del CDEC SIC, en conjunto con la empresa Colbún, desarrolló un proyecto de normalización de la subestación que involucró la expansión de las ampliaciones troncales y de subtransmisión de la subestación Los Maquis. El proyecto consiste en modificar la topología de conexión de la subestación de barra siempre a doble interruptor incorporando equipos híbridos y GIS. En este contexto, la DPD del CDEC SIC propuso en el informe Complemento del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal la ampliación troncal de la nueva obra, la cual consiste en incluir una barra GIS que permita conectar en topología de doble interruptor los paños troncales y deje disponible espacios para otras modificaciones en instalaciones adicionales y de subtransmisión. En el presente informe de recomendación de expansiones de los sistemas de subtransmisión, y en coherencia con la solución planteada para el troncal, se propone el desarrollo de un proyecto que involucra modificar la topología de conexión del actual transformador 220/110 kv a doble interruptor e incorporando un segundo transformador 220/110 kv en la misma topología de conexión, Con lo anterior se busca evitar la pérdida de consumo ante falla de severidades 8 y 9 en la subestación Los Maquis. Las características del proyecto y sus valores de inversión referencial se encuentran en el punto8.2.

30 7.1.5 S.E CHENA La configuración actual de esta subestación es de barra simple más barra de transferencia, a ésta se conectan 6 circuitos troncales y dos transformadores 220/110 kv pertenecientes al sistema de subtransmisión SIC-D. Ante falla de severidad 9 en la única sección de barra se desconectan todos los elementos y se provoca la pérdida de consumo de la zona sur de la Región Metropolitana. Adicionalmente los interruptores J3 y J4 del tramo Chena-Alto Jahuel 220 kv no están conectados a barra de transferencia. Considerando lo previamente expuesto, la empresa Chilectra envió un proyecto de normalización eficiente desde el punto de vista técnico y económico, el cual la DPD del CDEC SIC propuso como obra de ampliación troncal en el Informe de Propuesta de Expansiones del Sistema de Transmisión Troncal. El proyecto propuesto considera una segunda sección de barra a fin de posibilitar la conexión equilibrada de todos los elementos y que evitar la propagación de la falla de severidad 9, además de incluir la conexión de los interruptores J3 y J4 a la barra de transferencia. Con este proyecto, que involucra ampliaciones de las instalaciones troncales de la subestación Chena, se da cuenta de todas las problemáticas asociadas a las instalaciones de subtransmisión STX-D de la mencionada subestación, por lo tanto en la presente revisión de las expansiones de los sistemas de subtransmisión, no se considera necesario proponer expansión de subtransmisión en la subestación Chena S.E CHARRÚA La configuración actual de esta subestación es de tres secciones de barra más barra de transferencia. Esta subestación es de las más relevantes en el SIC ya que a ella se conectan instalaciones troncales, de subtransmisión pertenecientes al STX-E y la gran parte del polo hidráulico de la zona mediante sistemas adicionales. Ante falla de severidad 9 en la segunda sección de barra se pierden 3 de los 4 enlaces que abastecen la zona de Concepción, provocando la respectiva pérdida del consumo. Considerando la relevancia de la subestación Charrúa y en el entendido que la solución involucra instalaciones troncales y de subtransmisión. La DPD del CDEC SIC, en el informe Complemento del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, recomendó el proyecto de normalización de la subestación Charrúa que consiste en desarrollar una conexión en topología de interruptor y medio entre la línea troncal Lagunillas y la línea de subtransmisión Concepción, modificando además la conexión a las barras de los respectivos paños. El valor de inversión de este propuesta de proyecto es de 3.2 MMUSD.

31 En virtud a lo anterior, se concluye que los problemas asociados a la falla de severidad 9 de la subestación Charrúa, fueron abordados mediante la propuesta de ampliación troncal, y que si bien el desarrollo del proyecto involucra instalaciones de subtransmisión, la solución troncal fue desarrollada de forma eficiente desde el punto de vista técnico y económico teniendo presente las implicancias de mejoras tanto para el sistema troncal como la subtransmisión, de esta forma, en el presente informe no es necesario la inclusión de otras obras de expansión de subtransmisión para abordar la problemática resuelta mediante las obras troncales. Por otro lado, ante falla de severidad 8 en el transformador 220/154 kv, que implica la salida del transformador Charrúa 220/154 kv y de los bancos de autotransformadores conectados en el terciario de éste, se pone en riesgo el suministro de la zona producto de la falta de abastecimiento local de reactivos. La solución a esta problemática no necesariamente es la incorporación de un segundo transformador, sino que podría solucionarse con la incorporación de equipos que aporten reactivos localmente, lo cual será analizado en versiones posteriores de ese estudio S.E VALDIVIA La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, a ésta se conectan cuatro circuitos troncales y dos transformadores 220/66 kv (TR1 y TR4) pertenecientes al sistema de subtransmisión STX-E mediante un único interruptor conectado a la sección 1 pero no a la barra de transferencia. Ante falla de severidad 9 en la primera sección de barra se desconectan ambos trasformadores, provocando la respectiva pérdida del consumo. La misma situación de desabastecimiento ocurre ante falla de severidad 8 en cualquiera de los dos transformadores, ya que éstos están conectados en paralelo con un único interruptor. Ahora bien, incluso considerando la conexión normalizada de los dos transformadores, ante falla de severidad 8, para el año 2018 el transformador que queda operativo tendrá una sobrecarga inadmisible que pondrá en peligro el suministro de la zona. Cabe destacar que con fecha la empresa propietaria de los equipos de transformación de la subestación, STS, indicó mediante carta a la DO que realizará obras para normalizar la conexión de los transformadores, mediante la conexión del TR4 a la segunda sección de barra, pero sin la conexión a la barra de transferencia En virtud a todo lo anterior, la DPD del CDEC SIC ha revisado los antecedentes del proyecto de STS a fin de incluirlo en el plan de expansión de los sistemas de subtransmisión, sobre el cual se ha añadido la conexión de ambos transformadores a la barra de transferencia. Las características del proyecto y sus valores de inversión referencial se encuentran en el punto8.3. Sin perjuicio de lo anterior, los estudios realizados por la DPD del CDEC SIC muestran la necesidad de realizar ampliaciones en el sistema de subtransmisión, producto del crecimiento

32 de la demanda de la zona. En ese contexto la DPD está revisando la posibilidad de incluir un nuevo proyecto de ampliación que podría involucrar un nuevo transformador 220/66 kv u otro tipo de apoyo desde otro punto del sistema troncal para abastecer la demanda de la zona S.E RAHUE La configuración actual de la subestación es de barra simple más barra de transferencia; sin embargo, con las ampliaciones fijadas en el DS 201/2014 esta subestación pasará a tener una configuración de doble barra más barra de transferencia y seccionará los dos circuitos del tramo Valdivia-Puerto Montt 2x220 kv. La falla de severidad 9 en la sección de barra 1 no provoca problemas de sobrecarga en el sistema troncal; sin embargo, deja fuera de operación el circuito de subtransmisión Rahue- Pilauco 1x220 kv que conecta el transformador 220/66 kv, ambas instalaciones pertenecientes al STX-F, provocando la pérdida del consumo asociado. Misma situación se produce ante falla de severidad 8 en el transformadores Pilauco 220/66 kv. Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que modifique la conexión del transformador Pilauco 220/66 kv y de la línea Pilauco-Rahue 1x220 kv, a fin de que ante falla de severidad 9 en la subestación Rahue o falla de severidad 8 en Pilauco 220/66 kv no se provoque la pérdida del consumo. Posiblemente será necesaria la inclusión de un segundo transformador conectado a la segunda sección de barra. Los análisis finales del proyecto serán realizados en versiones posteriores de este estudio.

33 7.2 METODOLOGÍA PARA LA REVISIÓN DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO Para realizar el análisis de la de suficiencia de largo plazo se requiere de la correcta y detallada modelación de los sistemas de subtransmisión en el software de despacho económico de carga PLP, así como la comprobación de que el método DC de cálculo de flujos de potencia no presenta errores significativos en los sistemas de subtransmisión, los cuales poseen niveles de tensión inferiores a 220 kv, situación que según la literatura no es correctamente representada mediante el modelo DC. En el ANEXO 2 se presenta un estudio respecto a los resultados de flujos de potencia mediante los métodos AC y DC en diferentes sistemas eléctricos, concluyendo que en sistemas eléctricos con alto nivel de demanda y carga de los elementos de transmisión, el nivel de errores de la aproximación mediante el método DC es bajo y eventualmente despreciable con respecto al total del sistema. Los resultados de este estudio entregan indicios auspiciosos respecto de la aplicabilidad de la modelación de los sistemas de subtransmisión en conjunto con el resto del sistema eléctrico en los modelos de coordinación hidro-térmica de largo plazo. En virtud a esto, y con el fin de avanzar en pro de la correcta modelación y planificación de los sistemas de subtransmisión es que la DPD del CDEC SIC ha comenzado el desarrollo la modelación de los sistemas de subtranmisión..

34 8 DESARROLLO PROYECTOS DE NORMALIZACIÓN EN SUBESTACIONES CON INSTALACIONES DE SUBTRANSMISIÓN Identificadas las subestaciones que comparten instalaciones troncales y de subtransmisión que necesitan regularización, se desarrollaron proyectos de normalización que dan cuenta de los requerimientos normativos. A continuación se presenta un resumen de las obras de expansión de subtransmisión propuestas, con su respectivo valor de inversión y plazo de puesta en servicio. Tabla 2:: obras de ampliación propuestas para sistemas de subtransmisión Obra Sistema VI miles de US$ Plazo meses Respon sable Ampliación Subestación Cardones: instalación equipo híbrido para conexión en topología de doble interruptor del ATR 1 (220/110 kv), y conexión a barra de transferencia de los interruptores de JT2 (ATR2 220/110 kv) y JT3 (ATR3 220/110 kv) Ampliación Subestación Los Maquis: Instalación segundo transformador 220/110 kv (120 MVA) en configuración de doble interruptor entre la barra AIS y GIS, y modificación conexión al transformador existente a la barras GIS en configuración doble interruptor entre la barra AIS y GIS. Ampliación Subestación Valdivia: Conexión a BT de TR1 (220/66 kv) y TR4 (220/66 kv) en patio de 220 kv y en patio de 66 kv, y otras obras de ampliación menores. STX-B Transelec STX-C Colbún STX-F STS El detalle y características de los proyectos desarrollados por la DPD, se presentan a continuación. Cabe destacar que en el caso de las S. E. Los Maquis, el diseño del proyecto fue elaborado en conjunto con la empresas propietaria. En caso de la S.E. Valdivia, el proyecto consideró la información proporcionada a la fecha por el propietario, quedando a la espera de observaciones de parte de STS.

35 8.1 PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E CARDONES El Proyecto Normalización Subestación Cardones, en cuanto a las instalaciones de subtransmisión, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que señala: el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas. Este criterio de seguridad es vulnerado ante falla de severidad 9 en la sección de barra 1, la cual deja fuera de operación el transformador ATR1 220/110 kv y ATR3 220/110 kv, y provocando la sobrecarga inadmisible de 100% en el ATR2 220/110 kv, poniendo en riesgo el suministro de la zona. Cabe destacar que los tres autotransformadores son calificados como parte del sistema de subtransmisión STX-B. Los antecedentes del estudio de falla de severidad 9 pueden encontrarse en el ANEXO 1 del presente estudio. Por otro lado, y en relación al mantenimiento de interruptores de los autotransformadores ATR1 220/110 kv, ART2 220/110 kv y ATR3 220/110 kv, existe incumplimiento normativo en cuanto a que la topología de conexión de éstos debe incluir la conexión a la barra de transferencia de manera que las instalaciones que conecten queden operativas durante el mantenimientos del respectivo interruptor. En virtud a los incumplimientos previamente mencionados, se desarrolló un proyecto que se presenta como una solución orgánica que contempla la regularización de la topología de la subestación en cuanto a severidad 9 y mantenimiento de interruptores SITUACIÓN ACTUAL La subestación Cardones, en el patio de 220 kv, posee 8 paños de línea, 3 paños de transformación y 2 futuros paños de línea que están en construcción. De todos éstos, sólo los paños JT1, JT2 y JT3 pertenecen al sistema de subtransmisión STX-B. Por otro lado, actualmente existen 4 paños de línea troncales más otros dos que actualmente están en construcción por la empresa ELETRANS y que corresponden al tramo D.Almagro- Cardones 2x220 kv. El resto de paños de línea corresponden a instalaciones adicionales. En la siguientes dos figuras se presenta la subestación mediante un diagrama eléctrico y un diagrama geográfico.

36 Figura 5: Diagrama unilineal subestación Cardones, patio 220 kv, SCADA Figura 6: Layout subestación Cardones

37 8.1.2 DESARROLLO DE ALTERNATIVA ANÁLISIS CONCEPTUAL De acuerdo a señalado en el ANEXO 1 del presente informe, para que la subestación Cardones cumpla los requerimientos de la Norma Técnica en cuanto a instalaciones de subtransmisión, es necesario que ante falla de severidad 9 en cualquiera de las barras, queden operativos al menos dos de los autotransformadores 220/110 kv. Adicionalmente, con la finalidad de realizar un mantenimiento de interruptores se requiere al menos considerar conexión a la barra de transferencia de los interruptores de ATR1, ATR2 y ATR3. Al observar los espacios disponibles y revisar detalles mediante una visita a la subestación realizada en octubre del 2015, se propone como proyecto de solución que el ATR1 220/110 kv se conecte con configuración de doble interruptor entre las barras 1 y 2, y que por otro lado se extienda la conexión del ART2 y ATR3 a la barra de transferencia CONFIGURACIÓN La alternativa recomendada propone una configuración de doble interruptor para el ATR 1, y la extensión a la barra de transferencia de los interruptores de ATR3 y ATR2 indicada esquemáticamente en la siguiente figura. Figura 7: Diagrama alternartiva de proyecto de normalización subestación Cardones

38 En vista a los requerimientos normativos, se propone el desarrollo de un proyecto de normalización para la subestación Cardones consistente en lo siguiente: a) Modificar la conexión del ATR 1 a topología de doble interruptor mediante la instalación de un interruptor híbrido. Con este desarrollo se da cuenta de los requerimientos de diseño ante falla de severidad en cualquiera de las dos secciones de barra. b) Conectar los interruptores de ATR2 y ATR3 a la barra de transferencia mediante las instalaciones de dos desconectadores y los respectivos aisladores de pedestal. Con este desarrollo se dará cuenta de la exigencia normativa en cuanto al mantenimiento de interruptores MODIFICACIÓN ATR 1 220/110 KV A CONFIGURACIÓN DE DOBLE INTERRUPTOR Actualmente en la S.E. Cardones existen 4 transformadores, que reducen la tensión desde 220 kv a 110 kv; tres de ellos convierten directamente 220 kv en 110 kv, mientras que el restante, que se utiliza en casos de emergencia o mantenciones mayores en los otros transformadores, está compuesto por dos transformadores en tándem; el primero de 220 kv a 154 kv y luego, un segundo banco de autotransformadores, convierte de 154 kv a 110 kv. Cada uno de los transformadores 220/110 kv (ATR1, ATR2 y ATR3) se conecta a una de las barras principales, según corresponda, mediante un paño dedicado. Para el caso del Tandem, por ser equipos que se utilizan en caso de emergencia y mantenciones mayores en algunos de los otros transformadores, no tiene un paño dedicado ya que su conexión se realiza mediante chicotes, directamente a la barra 1, o a la barra 2 mediante una barra auxiliar. En la Figura 8, se muestra la ubicación de la barra auxiliar y el equipo Tandem. Figura 8: Ubicación barra auxiliar y equipo Tandem vista de poniente a oriente

39 Cabe destacar que si bien esta solución provisoria que consiste en la utilización del Tandem ha permitido a la fecha evitar pérdidas de suministro en subtransmisión, no soluciona el problema de severidad 9. Para conectar el ATR1 a la sección 2 de la barra principal, se requiere instalar un paño en el terreno demarcado donde lo indica la Figura 9. Figura 9: Terreno requerido para emplazamiento del nuevo paño e interferencias existentes Una vista oriente a poniente de la torre auxiliar que conecta la barra auxiliar del Tandem a la sección 2 de la barra principal, se aprecia en la Figura 10.

40 Figura 10: Torre auxiliar De la Figura 9 y Figura 10 se puede indicar: Dado el espacio disponible, el paño tendría que considerar tecnología híbrida o GIS. Se requiere conectar el nuevo paño a la barra auxiliar ATR1. Para esto se requiere retirar los conductores de la barra auxiliar del Tandem. Para conectar el nuevo paño del ATR1 a la barra principal sección 2, se requiere retirar la torre auxiliar. La solución propuesta se muestra en la Figura CONEXIÓN PAÑOS DE ATR 2 Y ART 2 A BARRA DE TRANSFERENCIA En S/E Cardones ninguno de los transformadores existentes está conectado a la barra de transferencia, debido a que esta conexión es exigida en la nueva versión de la NTSyCS. Así, se requiere instalar para el ATR2 y ATR3 un desconectador y aisladores de pedestal. Por motivos de seguridad (reducir tiempos de desconexiones que generen eventuales sobrecargas críticas), estos desconectadores podrán ser operados a distancia. La solución propuesta se muestra en la Figura 11.

41 DISPOSICIÓN DE EQUIPOS Conforme a la propuesta de normalización, se presenta a continuación el diagrama de planta con las obras de ampliación de subtransmisión recomendadas para la subestación Cardones. Figura 11: Proyecto propuesto normalización subtransmisión S.E Cardones El equipamiento primario requerido por las ampliaciones recomendadas se resume en la siguiente tabla: Tabla 3:: Resumen requerimientos Mínimos Instalaciones de Transmisión Equipo Paño híbrido 220 Kv, que incluye todos los elementos necesarios para su correcta operación, siendo estos desconectadores, TT/CC, entre otros Cantidad Aislador pedestal 18 Desconectadores motorizado de apertura central 220 kv 2 1

42 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS Para efectos del desarrollo del proyecto, se presenta a continuación indicaciones y conceptos generales que describen el proceso de obras. Las obras para la Conexión de ATR1 en configuración de doble interruptor son las siguientes: a) Construcción de fundaciones para el nuevo equipamiento b) Retiro de conductor de barra auxiliar Tandem c) Instalación de equipos: equipo híbrido y aisladores de pedestal d) Obras menores, destacando modificaciones menores al sistema de control y ajustes menores de protecciones, conexión de nuevos equipos a la malla de tierra, entre otros. Las Obras para la Conexión de ATR2 y ATR3 a la barra de transferencia son las siguientes: a) Construcción de fundaciones para el nuevo equipamiento b) Instalación de equipos: desconectadores y aisladores de pedestal c) Obras menores, destacando modificaciones menores al sistema de control y ajustes menores de protecciones, conexión de nuevos equipos a la malla de tierra, entre otros VALOR DE INVERSIÓN En base a las características del proyecto de ampliación de las instalaciones de subtransmisión de la subestación Cardones, se determinó referencialmente que el valor de inversión asciende a 2,78 MMUSD.

43 Tabla 4: Valor de inversión Cardones ampliación subtransmisión PLAZO Y RESPONSABLE El plazo estimado de ejecución para la obra es de 24 meses y la empresa responsable de esta obra de ampliación es Transelec.

44 8.2 PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. LOS MAQUIS El Proyecto Normalización Subestación Los Maquis, en cuanto a las instalaciones de subtransmisión y de transmisión troncal, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que señala: el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas. Este criterio de seguridad es vulnerado ante falla de severidad 9 en la única barra, provocando la salida de servicio de todos los elementos troncales y del transformador 220/110 kv perteneciente al sistema de subtransmisión STX-C, y finalmente generando la pérdida del consumo de la zona de Aconcagua. Los antecedentes del estudio de falla de severidad 9 pueden encontrarse en el del presente informe. Además ninguno de los paños troncales posee posibilidad de mantenimiento ya que no existe barra de transferencia. Por otro lado, y en relación únicamente a las instalaciones de subtransmisión se aprecia un incumplimiento en la topología de conexión del único transformador 220/110 kv, el cual se encuentra conectado directamente a la barra de 220 kv, sin un interruptor. Adicionalmente, se vulnera el criterio de configuración de transformadores indicado en la Norma Técnica, el cual señala: se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas. Este criterio es vulnerado ante falla de severidad 8 en el único transformador 220/110kV, provocando la pérdida de consumo de la zona de Aconcagua. Los antecedentes del estudio de falla de severidad 8 pueden encontrarse en el ANEXO 1 del presente informe. En virtud a los incumplimientos previamente mencionados, se desarrolló un proyecto que se presenta como una solución orgánica que contemple la regularización de la subestación en cuanto a los elementos troncales y de subtransmisión. Cabe destacar que las características del proyecto se desarrollaron en conjunto a la empresa Colbún S.A, propietaria de la subestación SITUACIÓN ACTUAL La S.E. Los Maquis tiene 5 paños de 220 kv, dos de ellos troncales provenientes de Polpaico, un paño de subtransmisión asociado al transformador 220/110 kv, uno desde la central Hornitos y un último paño que conecta el consumo de la minera Andina. Cabe destacar que en cuanto a instalaciones pertenecientes al sistema de subtransmisión, el transformador 220/110 kv se encuentra conectado a la barra principal mediante un desconectador directo a la barra principal. Una vista aérea general de la S.E. se muestra en la Figura 12.

45 Figura 12: S/E Los Maquis DESARROLLO DE ALTERNATIVA PROYECTO DE NORMALIZACIÓN ANÁLISIS CONCEPTUAL De acuerdo a lo señalado en el del presente informe, para que la subestación Los Maquis cumpla los nuevos requerimientos de la Norma Técnica en cuanto a instalaciones de subtransmisión, es necesario normalizar la conexión del transformador existente, instalar un segundo transformador 220/110 kv, y permitiendo efectuar labores de mantenimiento a sus interruptores sin requerir desenergizar los transformadores. La factibilidad de lo anterior fue verificada en una visita técnica realizada el primer semestre del presente año, además del trabajo conjunto con el propietario. El proyecto de subtransmisión a desarrollar dependerá de la configuración de la subestación. Dado que en la revisión 2015 del estudio de transmisión troncal se recomendó modificar la configuración de esta subestación a doble interruptor, la normalización de la conexión del transformador existente deberá ser en configuración doble interruptor. De la misma manera se requerirá desarrollar la misma configuración para la conexión del segundo transformador que permitirá cumplir con la exigencia de severidad 8. Lo anterior, implica 1 paño en GIS para cada transformador y un segundo paño híbrido.

46 CONFIGURACIÓN Tal como se indicó anteriormente, se recomendó en la revisión del ETT 2015 la modificación de la configuración de la subestación a doble interruptor, mediante la instalación de un GIS 220 kv barra simple. El GIS, permitirá la conexión de todos los elementos troncales y de subtransmisión de la subestación. Incluso, se estableció que el GIS permita la conexión de 4 paños, pero disponga de servicios auxiliares para 6 paños, de manera de permitir una eventual conexión futura de los paños adicionales. La Figura 13 presenta un diagrama unilineal esquemático de la propuesta del proyecto. Figura 13: Diagrama unilinealsimplificado proyecto Los Maquis En consistencia con la normativa, es necesario regularizar la conexión de los paños troncales y el transformador 220/110 kv. En vista de lo anterior, se propone que el GIS mostrado en la Figura 13 permita la conexión de 6 circuitos: 2 bahías para normalizar los paños troncales, 2 bahías para la conexión de los paños existentes y futuros de subtransmisión (correspondiente al nuevo transformador 220/110 kv) y 2 bahías para la conexión de nuevos circuitos adicionales, o bien, dejar abierta la posibilidad que los paños adicionales existentes que lo requieran asuman a futuro la misma configuración de los paños troncales, con la finalidad de otorgar mayor suficiencia al sistema.

47 NORMALIZACIÓN DE CONEXIÓN TRANSFORMADOR 220/110 KV El transformador 220/110 kv se conecta a la barra principal existente a través de un desconectador 220 kv de apertura central sin el respectivo interruptor (Figura 14). Para normalizar esta conexión, se sugiere reemplazar el desconectador por un equipo híbrido (que incluye interruptor, desconectador, TT/CC y, en general, cualquier elemento necesario para su correcta operación). Debido al impacto en tiempos de desconexión que lo anterior significa, se propone que esta normalización se realice luego de poner en servicio un segundo transformador 220/110 kv, requerido para dar cumplimiento de la subestación a la exigencia de severidad 8. Figura 14: Reemplazo de desconectador por equipo híbrido Por otro lado, como este paño debe permitir la mantención de su interruptor sin dejar fuera de servicio al transformador, se propone que entre el equipo híbrido y el transformador, se deje espacio para la instalación de mufas que permitan conectar el transformador al GIS indicado en la Figura 13, de manera de adoptar la configuración doble interruptor EMPLAZAMIENTO BARRA GIS La zona propuesta para el emplazamiento de la barra GIS es la indicada en la Figura 15, cuyos terrenos son propiedad de Colbún.

48 Figura 15: Zona de emplazamiento de la barra GIS La zona propuesta en terreno para emplazamiento del GIS vista en la Figura 15, se aprecia como lo muestra la Figura 16. Figura 16: Zona de emplazamiento de la barra GIS DISPOSICIÓN DE EQUIPOS Finalmente, la propuesta de normalización que se muestra en la Figura 17.

49 Figura 17: Disposición de equipos Resumen de obra Lo anterior, se resume en el Tabla 5. Tabla 5: Equipos por tipo de sistema Equipo Cantidad Paño GIS 220 kv 2 Paño híbrido 220 kv 2 Transformador trifásico 220/110 kv (120 MVA) 1 Mufas 220 kv 9 Cable 220 kv Si Paño híbrido 110 kv 1 Mufas 110 kv 6 Cable 110 kv Si Cabe señalar que el galpón GIS y sus servicios auxiliares deben permitir la instalación y operación de 6 paños DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS Las obras de subtransmisión se propone se lleven a cabo de la siguiente manera, sin ser exhaustivo ni representar una secuencia de construcción: a) Instalación de un segundo transformador 220/110 kv (120 MVA), y su respectivo paño GIS. b) Conexión del 2 transformador al GIS y puesta en operación

50 c) Desenergización del transformador 1 (existente previo al proyecto). Para esto se requiere desenergizar provisoriamente la barra aire para retirar los chicotes. d) Modificación del paño del transformador 1 e instalación de un paño GIS para este transformador (al finalizar las pruebas y entregado a la operación, este transformador tendrá un paño configuración doble interruptor) e) Una vez energizado el transformador 1, se procede a desenergizar el transformador 2. f) Construcción de paño aire mediante equipo híbrido para el transformador 2; pruebas y entrega en operación. De esta manera, ambos transformadores quedan conectados en doble interruptor, cumpliendo las nuevas exigencias de la normativa VALOR DE INVERSIÓN Si bien el proyecto de normalización de la subestación Los Maquis se realizó considerando la coherencia técnica de todos los elementos que a ésta confluyen, para efectos de la presente revisión de las expansiones del sistema de subtransmisión, se presenta a continuación la valorización de las obras de ampliación de subtransmisión recomendadas para la mencionada subestación, perteneciente al sistema STX-C, el cual asciende a MUSD. Tabla 6: Valor de inversión Los Maquis ampliación subtransmisión # Descripción Cantidad Unidad Valor unidad Valor total 1 Equipos y materiales USD Equipos primarios (Trafo 220/110 kv+ Eqs Hibri+ paños GIS+ otros) 1 gl USD USD Materiales 1 gl USD USD Obras civiles USD Obras civiles y fundaciones 1 gl USD USD Estructuras metálicas 1 gl USD USD Otros USD Ingeniería 1 gl USD USD Medioambiente 1 gl USD USD Mano de obra, maquinaria, instalación de faena 1 gl USD USD Transporte + aduana 1 gl USD USD Puesta en marcha 1 gl USD USD Seguros USD Seguro 1 gl USD USD Intereses intercalarios USD Intereses intercalarios 1 gl USD USD Gastos Generales y utilidades USD Gastos generales 1 gl USD USD Utilidades 1 gl USD USD Adminstración USD Administración e ITO 1 gl USD USD Imprevistos USD Contingencias 1 gl USD USD V.I. USD Cabe señalar que es recomendable que las obras de normalización de la S.E. para los efectos de las instalaciones de subtransmisión y otras que se requieran para cumplir NTSyCS, se

51 ejecuten de manera conjunta con la normalización troncal propuesta; lo anterior para aprovechar las economías de ámbito, escala u otras que signifiquen, por ejemplo, intervenir una sola vez la S.E PLAZO DE EJECUCIÓN Y RESPONSABLE El plazo estimado de ejecución para la obra es de 28 meses y la empresa responsable de esta obra de ampliación es Colbún.

52 8.3 PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. VALDIVIA El Proyecto Normalización de la subestación Valdivia en cuanto a las instalaciones de subtransmisión, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que señala: el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas. Este criterio de seguridad era vulnerado ante falla de severidad 9 en la sección de barra 1 del patio de 220 kv, la cual dejaba fuera de operación ambos transformadores 220/66 kv (TR1 y TR4), provocando la pérdida del abastecimiento de la zona. Cabe destacar que ambos transformadores son calificados como parte del sistema de subtransmisión STX-F. Los antecedentes del estudio de falla de severidad 9 pueden encontrarse en el del presente informe. Por este motivo, la empresa STS desarrolló un proyecto que se presenta como solución en cuanto a los requerimientos de falla de severidad 9, y lo implementó, estando actualmente en servicio. Por otro lado, y en relación al mantenimiento de interruptores de los transformadores TR1 (220/66 kv) y TR4 (220/66 kv), existe incumplimiento normativo en cuanto a que la topología de conexión de éstos debe incluir la conexión a la barra de transferencia de manera que las instalaciones que conectan queden operativas durante el mantenimiento del respectivo interruptor, razón por la cual la DPD del CDEC SIC desarrolló un proyecto que considera la conexión de los interruptores de ambos transformadores 220/66kV a la barra de transferencia y el posterior retiro del interruptor existente del paño JT SITUACIÓN ACTUAL La subestación Valdivia, en el patio de 220 kv, posee 5 paños de línea, 4 paños pertenecientes a líneas troncales y un paño de línea adicional. La situación actual, luego de implementado el proyecto de STS, se muestra en la Figura 18.

53 Figura 18: Situación actual S/E Valdivia

54 8.3.2 PROYECTO DE NORMALIZACIÓN La normalización de esta subestación se presenta en contexto del cumplimiento de exigencia de mantenimiento de interruptores, especialmente para el caso de los transformadores CUMPLIMIENTO DE EXIGENCIA DE MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES Para cumplir las exigencias normativas respecto del mantenimiento de interruptores, la DPD del CDEC SIC consideró la conexión a la barra de transferencia de los transformadores TR1 y TR4, lo cual se aprecia en la Figura 19 y el retiro del interruptor existente del paño JT4, Figura 20. Figura 19: Proyecto propuesto para cumplir exigencias normativas respecto de mantenimiento de interruptores

55 Figura 20: Interruptor existente del paño JT4 a retirar El proyecto de normalización se muestra en el diagrama unilineal esquemático de la Figura 21, la que muestra además el interruptor a ser retirado.

56 Rahue PUERTO MONTT 2 BT B1 B2 Existente Propuesta DPD 220 kv INTERRUPTOR A RETIRAR Equipo a retirar en Propuesta DPD TRANSFORMADOR N 4 (220/66 kv) Figura 21: Diagrama unilineal esquemático con propuesta de normalización subestación Valdivia PROYECTO DE NORMALIZACIÓN Para implementar lo anteriormente indicado, se propone, basado en la información recibida (3 fotografías y un plano de planta de disposición de equipos), lo siguiente: 1. Construir el marco para una nueva barra auxiliar bifásica, tal como lo muestra la Figura 22. El marco se propone en postes de hormigón, y será la ingeniería quien deberá recomendar si los postes a utilizar para la nueva barra auxiliar serán de hormigón pretensado o de hormigón armado, dadas las condiciones de sitio, además de los esfuerzos a tolerar. Lo anterior, también deberá especificarse para la cruceta (específicamente en el espesor de esta). Además, la Ingeniería deberá determinar dónde reubicar el poste de iluminación mostrado en la Figura 22 y destacado en amarillo en la Figura 24, por interferencia para el montaje de la nueva barra auxiliar. Por otro lado, el Análisis de Constructibilidad de la Ingeniería deberá determinar si es necesario además reubicar el poste destacado en naranjo en la Figura 24, por eventuales interferencias con el movimiento del brazo del camión pluma para el montaje de los postes de la nueva barra auxiliar.

57 Figura 22: Barra auxiliar bifásica vista hacia S/E Figura 23: Barra auxiliar bifásica vista hacia desde S/E hacia Transformador

58 Figura 24: Poste de iluminación a reubicar (en amarillo) y eventulamente a reubicar (en naranjo) 2. Desenergizar transformador 4 y remover conexiones (chicotes) a barra auxiliar existente y de barra auxiliar existente a marco de línea. Luego, realizar las siguientes conexiones: a. Conectar la nueva barra auxiliar al Marco de Línea. b. Conectar 2 fases del transformador, desde los aisladores de pedestal, a la nueva barra bifásica, en tanto que la fase más cercana de los marcos de línea, conectarlos directamente a uno de los TT/PP, tal como se muestra en la a 26 y Figura 26.

59 c. Reenergizar el transformador. Figura 25: Obras indicadas en puntos 1 y 2

60 Figura 26: Plano de planta con obras indicadas en 1 y 2

61 3. Retirar el interruptor JT4 existente, además del desconectador, el poste cuya función es de aislador de pedestal (Figura 27), además de la barra auxiliar existente (Figura 28): Figura 27: Retiro de Equipos Figura 28: Retiro de barra auxiliar 4. La situación final se muestra en la Figura 29

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64 Figura 29: Situación final Intencionalmente en la Figura 29 se ha eliminado la fundación del interruptor a retirar con el objetivo de entregar mayor claridad de la propuesta. Sin embargo, en la práctica, no es necesario demoler dicha fundación.

65 SITUACIÓN PATIO 66 kv Los interruptores de los paños de los transformadores en el lado de 66 kv generan que ante requerimientos de mantenimiento, dejan fuera de servicio a los transformadores, lo que hace infructuosa la normalización para el mantenimiento de interruptores de los transformadores en el lado de 220 kv. De esta manera, la DPD considera necesario un proyecto de normalización en 66 kv. Adicionalmente, el paño del transformador 4 está conectado a la línea 66 kv Valdivia Picarte, lo que además genera que el transformador quede fuera de servicio ante fallas en la línea o incluso, necesidad de mantenimiento de la línea. En vista de lo anterior, se propone la construcción de una barra de transferencia, incluyendo su paño acoplador a ambas barras principales. El TR4 será conectado en una barra principal distinta a la que se conecta el TR1, y ambos transformadores tendrán la posibilidad de conectarse a la barra de transferencia en 66 kv. Para conectar el TR4 a una de las barras principales se deberá construir un nuevo paño o reubicar el existente, lo anterior, en función de los tiempos permitidos para desenergizaciones. El lugar donde se propone la construcción de la barra de transferencia, el emplazamiento del paño acoplador y el paño del TR4 se muestra en la Figura 30.

66 Figura 30: Propuesta adecuación Patio 66 kv En la Figura 30 se ha propuesto el paño acoplador al noroeste del patio 66 kv para evitar interferencias con el camino interior de la subestación, que permite el ingreso de maquinaria. Es probable que para este paño se requiera un tramo en cables, especialmente para la conexión que se muestra en diagonal. Cabe destacar que no se cuenta con información suficiente para realizar un proyecto de normalización en el patio de 66 kv y esta propuesta deberá ser revisada por el propietario, quien podrá realizar mejoras en función de información propia VALOR DE INVERSIÓN Producto de que el proyecto de la subestación Valdivia posee variables que aún deben ser aclaradas mediante el estudio de nuevos antecedentes, el valor de inversión de la parte del proyecto asociada al patio de 66 kv debe considerarse referencial.