ESTUDIO DE RESTRICCIONES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN AÑO 2014 INFORME

CDEC SING C0090/2014 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión:1.0 ESTUDIO DE RESTRICCIONES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN AÑO 2014 INFORME Autor Dirección de Operación Fecha Creación 30 10 2014 Última Impresión 30 10 2014 Correlativo CDEC SING C0090/2014 Versión 1.0

CONTROL DEL DOCUMENTO REGISTRO DE CAMBIOS Fecha Versión Autor Descripción del Cambio 30 10 2014 1.0 Departamento de Sistemas Eléctricos Informe Preliminar REVISADO POR: Nombre Daniel Salazar J. Raúl Moreno T. Gretchen Zbinden V. Cargo Director de Operación y Peajes Subdirector de Operación Jefe Departamento de Sistemas Eléctricos REALIZADO POR: Nombre Sebastián Barckhanh F. Germán Concha V. Eduardo Verdugo C. Christian Weishaupt V. Cargo Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión - Año 2014 Página 2 de 41

CONTENIDO CONTROL DEL DOCUMENTO 2 CONTENIDO 3 1. INTRODUCCIÓN 5 2. RESUMEN EJECUTIVO 6 3. CARACTERIZACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN, CRITERIOS DE ANÁLISIS Y MITIGACIÓN APLICADOS 14 3.1 Horizonte de evaluación 14 3.2 Escenarios 14 3.2.1 Topología del sistema 14 3.2.2 Escenarios de disponibilidad de unidades y combustibles 15 3.2.3 Previsión de demanda 15 3.2.4 Despacho tipo para estado normal 15 3.2.5 Elementos de control disponibles 16 3.3 Contingencias a analizar 16 3.4 Efectos de Interés 17 3.5 Alternativas de mitigación de efectos 17 4. RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES 19 4.1 Zona Mejillones-Capricornio 19 4.1.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 19 4.1.2 Fallas en barras y transformadores de la zona Mejillones-Capricornio 20 4.2 Zona Sur-Cordillera 21 4.2.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 21 4.2.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas 22 4.2.3 Fallas en barras y transformadores de la zona Sur-Cordillera 25 4.3 Zona Norte 26 4.3.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 26 4.3.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas 27 4.3.3 Fallas en barras y transformadores de la zona Norte 28 4.4 Zona Centro 28 4.4.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 29 4.4.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas 30 4.4.3 Fallas en barras y transformadores de la zona Centro 32 5. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL 33 5.1 Plan de implementación de restricciones y recomendaciones 33 5.2 Verificación en tiempo real 33 6. ANEXOS 34 6.1 Anexo 1. Despacho, demanda y líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias según topología 34 Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión - Año 2014 Página 3 de 41

6.1.1 Despacho 34 6.1.2 Demanda 35 6.1.3 Líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias según topología 36 6.2 Anexo 2: Consideraciones generales de la NT 37 6.2.1 Contingencias 37 6.2.2 Efectos de Interés 37 6.3 Anexo 3. Esquema de aplicación práctica 40 6.4 Anexo 4: Resultados obtenidos 41 Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión - Año 2014 Página 4 de 41

1. INTRODUCCIÓN En este documento se describe el análisis y los resultados asociados al Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión (ERST) encomendado en el Título 6 5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente 1 (NT). El Estudio tiene como objetivo identificar las restricciones en el Sistema de Transmisión con las cuales la Dirección de Operación (DO) adoptará medidas preventivas para garantizar la Seguridad y Calidad de Servicio (SyCS) del Sistema Interconectado (SI). Para esto, se analizan diferentes estados de operación, para un conjunto de contingencias simples probables de ocurrir, que resulten ser las más críticas y que en particular corresponden a aquellas establecidas en el Capítulo N 5 de la NT. El desarrollo del ERST se basa en los criterios establecidos en la NT y utiliza la información y experiencia adquirida por la DO durante la operación del SING, considerando en forma complementaria, los resultados de otros Estudios elaborados por la DO, en especial aquellos contemplados en el Capítulo N 6 de la NT. Específicamente, dado el aumento de demanda proyectada para el horizonte de evaluación (Año 2015), los cambios topológicos asociados a la conexión de nuevas instalaciones al sistema, y la pronta entrada en servicio de la Línea de 220 kv Encuentro Cochrane conectada en Tap Off al Circuito N 1 de la Línea de 220 kv Angamos Laberinto, es necesario verificar algunos aspectos específicos asociados a estos cambios. En conformidad a lo establecido en la NT, este Estudio será actualizado anualmente, o antes si se producen incorporaciones o modificaciones importantes en las instalaciones del SING, que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el mismo. 1 NTSyCS publicada en Julio de 2014 mediante Res. EXTA N 321/2014 Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 5 de 41

2. RESUMEN EJECUTIVO En términos generales, el desarrollo del ERST contempla un proceso compuesto por las siguientes etapas: a) Análisis de contingencias. b) Detección de efectos. c) Identificación de restricciones y/o recomendaciones, según corresponda. En cuanto al tipo de contingencias a analizar y el estado en que ocurren, se considera la ocurrencia de Contingencias Simples en Estado Normal, para las cuales, en caso de detectar condiciones de operación fuera de los estándares de SyCS o proclives a una desconexión incontrolada de instalaciones, se identifican las restricciones y/o establecen recomendaciones que deberán ser incorporadas a nivel de la programación de la operación. En la Figura 1 del Anexo 3. Esquema de aplicación práctica, se presenta un diagrama esquemático que representa el proceso de análisis de contingencias, detección de efectos e identificación de restricciones y/o recomendaciones, según corresponda. El ERST considera los escenarios previstos para la operación del SING en el período de evaluación 2, tanto en situaciones de disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión como en los casos más frecuentes de mantenimiento programado de las instalaciones. Considerando los alcances establecidos en la NT, se detectan las condiciones de operación resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual se analiza el comportamiento estático y dinámico del SING en términos de: sobrecargas, estabilidad angular transitoria, estabilidad angular a perturbación pequeña 3, estabilidad de tensión y condiciones de sub o sobretensión. Con los resultados obtenidos se identifican restricciones y se establecen recomendaciones, ambas orientadas al cumplimiento de los estándares de SyCS o a evitar condiciones proclives a un apagón total o parcial del SING. Estas recomendaciones deberán ser implementadas a nivel de la programación de la operación y/o de la operación en tiempo real, según corresponda. En términos generales, dichas restricciones y/o recomendaciones consideran: a) Control de la generación. b) Aplicación de Desconexión Manual de Carga DMC) para evitar subtensión o sobrecarga. c) Reemplazo de determinados TT/CC. d) Evaluar la implementación de protecciones por sobrecarga en ciertas instalaciones. e) Implementación o modificación de Esquemas de Desconexión Automática de Generación EDAG) por sobrecarga. f) Implementación de Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) por subtensión o sobrecarga. g) Analizar la definición de una capacidad transitoria y/o una redefinición de la capacidad permanente informada para determinadas líneas de transmisión. 2 El horizonte de evaluación considerado es el comprendido entre Noviembre de 2014 y Diciembre de 2015. 3 Equivalente a la estabilidad caracterizada por el nivel de amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas del SI. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 6 de 41

Para efectos de facilitar la lectura y comprensión de los resultados del análisis desarrollado, ellos fueron consolidados en planillas de cálculo que permiten una búsqueda simple del escenario y contingencia de interés, con sus respectivas conclusiones en términos de los efectos de las distintas contingencias analizadas y las conclusiones acerca de las restricciones o recomendaciones propuestas. Finalmente, el presente ERST incorpora un Plan de Implementación de Restricciones y Recomendaciones que considera las siguientes etapas: a) Análisis de resultados y observaciones por parte de los Coordinados. b) Revisión conjunta DO Coordinados, de las restricciones y recomendaciones propuestas y alcances asociados a su implementación. c) Análisis de detalle para efectos de implementación. d) Aplicación o implementación definitiva de las restricciones o recomendaciones, según corresponda. Las principales conclusiones relativas al análisis desarrollado en este Estudio se presentan a continuación. Cabe destacar que en los casos con mantenimiento de líneas de transmisión, las medidas indicadas en el presente estudio deben ser revisadas a través de un Estudio de Corto Plazo, el cual considere un análisis de las condiciones particulares sobre las cuales se espere realizar el trabajo de mantenimiento, considerando las demandas del momento y generación disponible, además de otros mantenimientos que se pudieran estar realizando de manera simultánea. 1. Zona Mejillones Capricornio a) Se mantiene vigente la Política de Operación de la Zona 4, que establece la operación del sistema con la Línea 110 kv Mejillones Antofagasta abierta en S/E Antofagasta. Esta configuración permite evitar problemas de sobrecarga en la zona Mejillones Antofagasta Capricornio, considerando que por el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kv, se debe mantener un flujo inferior a su capacidad (88 MVA). b) Considerando la Política de Operación Vigente, y dada las demandas previstas en el horizonte de evaluación, se observa lo siguiente: En estado Normal el flujo por el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kv alcanzaría valores cercanos al de su capacidad nominal, en torno a 84 MVA. En esta condición, podrían existir condiciones de operación donde sería necesario el despacho de la Central Diesel Inacal fuera de orden económico y/o la aplicación de una DMC. Se recomienda realizar el cambio del TTCC de la Línea 110 kv Antofagasta Alto Norte, línea que actualmente se encuentra limitada por TTCC a 300 A 5. Esto se debe a que ante la ocurrencia de una contingencia en la Línea 110 kv Capricornio Alto Norte, se presentan sobrecargas en la Línea 110 kv Antofagasta Alto Norte del orden de 10%. El reemplazo del TTCC mencionado es con el fin de no limitar la capacidad de transmisión de la Línea de 110 kv Antofagasta Alto Norte. c) Se observa que no es posible operar con la Línea 110 kv Mejillones Antofagasta cerrada en el extremo Antofagasta, lo que impide el cierre del anillo de Mejillones Capricornio Antofagasta. De operar cerrada la Línea, se presenta una condición operacional donde ante ciertas contingencias se presenta una sobrecarga de los Transformadores Capricornio 220/110/13.8 kv, Mejillones 220/110/13.8 kv y de la Línea 110 kv Mejillones Antofagasta, y tensiones fuera del rango establecido en la NT en SS/EE 220 kv Mejillones y 110 kv 4 Informada en Abril del año 2010, mediante carta CDEC SING B 0408/2010 5 Al respecto el Coordinado E CL ha indicado que la capacidad de dichos TTCC es superior, sin embargo al requerir la DO los antecedentes que respalden dicha afirmación, éstos no han sido enviados. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 7 de 41

Antofagasta, Alto Norte y Michilla. Lo anterior ocurre independiente del monto de generación de la Central PAM, que inyecta su generación en la Barra Mejillones 110 kv. d) Se recomienda analizar las condiciones de operación futuras del SING, de modo de verificar la capacidad de suministro de la zona y determinar alternativas en caso de que se evidencie que ésta no será suficiente. Para ello existen varias alternativas, dentro de las cuales se encuentran: Restablecer la operación en paralelo de los transformadores Capricornio 220/110/13.8 kv y Mejillones 220/110/13.8 kv, para lo cual se debe analizar el aumento de la capacidad de transformación o la implementación de un EDAC por sobrecarga y la habilitación de protecciones por sobrecarga en dichas instalaciones. Adicionalmente, se tendría que realizar cambio de los TTCC de las líneas kv 110 Antofagasta Alto Norte y Capricornio Antofagasta, esto para evitar que ante la ocurrencia de ciertas contingencias, se presentan sobrecargas en las líneas mencionadas, las que actualmente se encuentran limitadas por TTCC. Mantener la operación radial en la zona, aumentando la capacidad del Transformador Capricornio 220/110/13.8 kv. Alternativas de desarrollo de largo plazo abordadas en el Estudio Abastecimiento Seguro de Ciudades del SING. 6 e) En relación al aumento de capacidad del Transformador Capricornio 220/110/13.8 kv, el Coordinado E CL 7 ha informado un proyecto consistente en su primera etapa en la instalación de un nuevo Transformador, gemelo al actual, en paralelo con el existente y en una segunda etapa la construcción de la barra de 220 kv de S/E Capricornio. La fecha en que dicho proyecto se llevaría a cabo no se encuentra definida 8, indicando E CL que el proyecto se encuentra postergado y que será reevaluado durante el año 2015. Sin embargo, dada la estimación de demanda para el año 2015, es necesario revisar los plazos asociados a la conexión de dicho transformador f) Se observa que la carga del Transformador Desalant 110/6.6 kv, la cual se encuentra en torno a los 14 MVA, está en el límite de la capacidad nominal de este equipo, 14 MVA. Por lo tanto, se recomienda que, en caso que este Cliente aumente su demanda, revise la factibilidad de aumentar la capacidad de transformación. g) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de la zona (fallas de Severidad 8), las principales consecuencias consisten en la pérdida de consumos debido a la desconexión de los transformadores de Mejillones 220/115/13.8 kv y Capricornio 220/110/13.8 kv. h) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de una sección de barra 9 de las subestaciones de la zona (fallas de Severidad 9), la desconexión de la Barra Mejillones 220 kv, provoca la desconexión de las Líneas 220 kv Chacaya Mejillones y Mejillones O Higgins, lo cual impacta en las tensiones de las barras de la Zona de Zaldívar Escondida, con tensiones en torno a 0.94 pu, en el caso de estar la Central Atacama despachada, y en torno a 0.91 pu en el caso de estar la Central Atacama fuera de servicio. 2. Zona Norte a) En el caso de disponibilidad total de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte (sin mantenimientos), se debe considerar lo estipulado en la Política de Operación de la Zona 10. Esto es, controlar la transferencia por las Líneas 220 kv Crucero Lagunas N 1 y N 2 y las Líneas 220 kv Encuentro Collahuasi N 1 6 El estudio Abastecimiento Seguro de Ciudades del SING, fue desarrollado por el Departamento de Planificación y se encuentra publicado en el sitio web del CDEC SING en la siguiente ruta: Inicio >Informes y Estudios >Informes de Planificación >Revisión Anual Troncal >Periodo Tarifario 2011 2014. 7 Carta de E CL GTR 2013 0174. 8 Carta de E CL N 088/2014. 9 En la Zona sólo se consideran las fallas en las Barras de nivel de tensión 220 kv. 10 Según documento D SDO 01 V05 Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte con Restricciones de Seguridad. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 8 de 41

y N 2, de manera de evitar sobrecargas en ellas. El nivel de transferencia máximo varía dependiendo de las condiciones de demanda de la Zona Norte, temperatura ambiente y del despacho de la unidad CTTAR. b) En caso que el límite máximo de transferencia de potencia se vea superado, a fin de restablecer los niveles de transferencia máximo permitidos, como primera acción de control, es necesario despachar las unidades disponibles en la Zona Norte. Adicionalmente, si lo anterior no fuera suficiente para alcanzar los límites establecidos, se debe aplicar DMC para controlar las transferencias desde la Zona Centro a la Zona Norte. Para el caso de operación de la zona en presencia de mantenimientos de alguna de las líneas que abastecen la Zona Norte, se recomienda que estas se realicen estando la unidad CTTAR en servicio, ya que su ausencia significaría aplicar una DMC en condiciones de alta temperatura. c) En el caso de realizar un mantenimiento en las líneas de interés, estando la unidad CTTAR indisponible, ante la ocurrencia de una contingencia en alguna de las líneas que permanecen en servicio, se detectan sobrecargas de hasta un 28% en las líneas que continúan en servicio. Dado lo anterior, se concluye que los mantenimientos de las líneas mencionadas deben realizarse con la Unidad CTTAR en servicio, o con una baja de demanda en los consumos de la Zona, lo que deberá ser analizado en un Estudio de Corto Plazo (ECP). d) Durante el mantenimiento de alguna de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte, se debe controlar el flujo por las líneas que se encuentren en servicio, a un valor que dependerá de la temperatura ambiente que se presente. Se estima que para una temperatura ambiente de 35 C, y considerando la unidad CTTAR en servicio, el flujo estaría limitado a un valor que varía entre 270 MW y 340 MW, según la línea que se encuentre indisponible. e) En lo que respecta a las capacidades máximas permanentes en función de la temperatura, para todas las líneas que abastecen la Zona Norte, se observa que en la actualidad, para altas temperaturas, la limitación en las transferencias de potencia está fijada por la capacidad reducida de la Línea 220 kv Encuentro Collahuasi N 1. Sin embargo, para temperaturas inferiores a 27 C la limitación está dada por la capacidad de los transformadores de corriente de las Línea 220 kv Crucero Lagunas N 1 y N 2. f) En el presente estudio se considera la incorporación de centrales de generación solar en la Zona Norte, las cuales en conjunto representan una generación de aproximadamente 70 MW, aliviando significativamente las transferencias hacia dicha Zona. Con ello, además se mejoran las bajas tensiones que se presentaban ante contingencias en el estudio del año anterior y se disminuye la cantidad de consumos que se pudiera llegar a desconectar ante la eventual aplicación de una DMC en la zona. g) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de los transformadores de la zona (fallas de Severidad 8), no se tienen efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de los consumos abastecidos desde las Subestaciones Cóndores, Parinacota y Pozo Almonte. h) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas en una sección de barra de las subestaciones de la zona (fallas de Severidad 9), la falla más crítica se encuentra en la desconexión de la Barra Tarapacá 220 kv, lo que provocaría la pérdida de los consumos abastecidos desde las Subestaciones Cóndores y Parinacota, además de la pérdida de generación de la unidad CTTAR. En lo que respecta a la falla en la sección N 1 de Barra de Lagunas 220 kv, el efecto es la desconexión de los consumos abastecidos desde esta sección de barra, además de la desconexión de generación ERNC conectada al norte de S/E Pozo Almonte. 3. Zona Sur Cordillera a) Actualmente, en condiciones normales de operación, sin líneas en mantenimiento, no existen restricciones en la Evacuación Máxima de las unidades de Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos. b) Se observa que en condiciones de operación de Estado Normal, en los casos donde no se encuentran despachadas las unidades de Central Atacama y dado el aumento en los consumos en la zona Sur Cordillera, en la zona Escondida Zaldívar se presentan tensiones cercanas al límite inferior establecido en NT, en torno a 0.96 pu. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 9 de 41

c) En esta zona, se ha hecho cada vez más crítica la desconexión intempestiva de la Línea 220 kv Chacaya Mejillones. Se verifica que para ciertos escenarios de despacho, caracterizados por la ausencia de generación de Central Atacama, en la zona Escondida Zaldívar y Mejillones, se obtienen tensiones en el límite del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia. Si consideramos escenarios de despacho con Central Atacama, se obtienen tensiones que quedan dentro del rango establecido en la NT para el Estado Alerta. Esto se hace más crítico en los casos de mantenimiento o desconexiones programadas de líneas en la Zona. d) En relación a los problemas de tensión presentes en la Zona Escondida Zaldívar, actualmente existe la posibilidad de operar en vacío la Línea 345 kv Central Salta Andes, siendo éste un recurso para el control de tensión en dicha zona. e) Respecto al Banco de Compensación Reactiva de SS/EE Lixiviación y OLAP, los que en su conjunto suman 28.6 MVAR, se recomienda que permanezcan conectados de manera permanente, especialmente cuando las unidades de Central Atacama no se encuentren despachadas. f) Respecto a la recomendación dada en el Estudio realizado el año 2013, de instalar compensación reactiva en la Zona, el Proyecto OGP1 (aumento de demanda de Minera Escondida) considera la instalación de compensación reactiva adicional en la Barra Domeyko 220 kv, mediante la conexión de un SVC de alrededor de 120 MVAR. Al respecto, una vez que el SVC se encuentre operativo, se espera que contribuya a mantener las tensiones en la zona dentro de los rangos establecidos en la NT. g) Adicionalmente, se recomienda regularizar los factores de potencia de los consumos de la zona según las exigencias de la NT. Para esto, se considerará un trabajo durante el año 2015, asociado a la definición de los Puntos de Control, de acuerdo a lo indicado en la NT. h) Adicionalmente se recomienda analizar las condiciones de operación futuras del SING, asociadas con la incorporación de los proyectos informados a la DO, de modo de verificar la necesidad de implementar un EDAC por Subtensión, en el caso que se concluya que las condiciones de subtensión permanezcan fuera de los estándares de la NT. La demanda máxima estimada en la Zona Escondida Zaldívar para el periodo de análisis es de 464.8 MW. i) En el caso de mantenimientos de líneas de la zona se debe considerar lo siguiente: Para escenarios de operación específicos y condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión de la zona Sur Cordillera, se debe restringir la inyección en S/E Chacaya de modo de evitar la presencia de sobrecargas en el Sistema de Transmisión, en valores cercanos a 750 MW brutos en S/E Chacaya. Cabe destacar que estas restricciones de inyección de generación deben ser revisadas y ajustadas de ser necesario, mediante un ECP que considere las condiciones del sistema en el momento de realizar el mantenimiento. En Estado Normal (sin contingencia), para varios de los mantenimientos de líneas de la zona 11, se observa que en condiciones de indisponibilidad o ausencia en el despacho de la Central Atacama, se tienen tensiones fuera del rango establecido en la NT. Por lo tanto, se recomienda realizar dichos mantenimientos con alguna de las unidades de Central Atacama despachadas y/o de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada. En este caso, además es factible utilizar como recurso para realizar el control de tensión, la conexión de la Línea 345 kv Salta Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes. Para determinados escenarios de despacho y ante ciertas contingencias se evidencian oscilaciones electromecánicas con bajo amortiguamiento, principalmente asociados a la Central Atacama, ante lo cual se deben adoptar medidas operacionales basadas en la limitación de la generación de la central. Específicamente, el mantenimiento de un circuito de la Línea 220 kv Atacama Encuentro requiere limitar la inyección de Central Atacama a valores inferiores a 500 MW brutos. 11 Línea 220 kv Chacaya Mejillones, Línea 220 kv Mejillones O'Higgins, Línea 220 kv Laberinto Nueva Zaldívar N 1 o N 2 y la Línea 220 kv Atacama Domeyko N 1 o N 2. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 10 de 41

Para determinados mantenimientos de líneas de transmisión de la zona Sur Cordillera, la apertura intempestiva de la Línea 220 kv Chacaya Mejillones provocaría tensiones en el límite del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia en la Zona, por lo que se recomienda postcontingencia incrementar la tensión en la Zona mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Angamos y las unidades que inyectan en Subestación Chacaya. Adicionalmente, es posible conectar la Línea 345 kv Salta Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes. Finalmente, y en caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar Escondida y Mejillones). j) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de la zona (fallas de severidad 8) la desconexión más crítica corresponde a la desconexión del transformador de Esmeralda 220/115/13.8 kv, que implica la desconexión de los consumos de clientes regulados abastecidos desde la Subestación Esmeralda (Elecda Antofagasta). En el caso de la desconexión de transformadores de la zona Zaldívar Escondida, no se observan efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos de la zona, sin impactos relevantes para el sistema. Finalmente, en el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de S/E El Tesoro, dada la previsión de demanda de El Tesoro, se podría producir la sobrecarga del transformador no fallado, desconectándose la totalidad de dicho consumo (33 MW). k) En lo que respecta a las desconexiones intempestiva de una sección de barra en las subestaciones de la zona (fallas de severidad 9), las desconexiones de mayor impacto corresponden a las Secciones de Barra Chacaya 220 kv, Atacama 220 kv o Angamos 220 kv, las que tienen como consecuencia la desconexión de las unidades generadoras conectadas a las respectivas secciones de barra y que dependiendo de los niveles de generación, implica la operación de hasta el sexto escalón del esquema EDAC (en el caso de desconexión de una sección de la Barra Chacaya 220 kv). En el caso de la desconexión de alguna sección de Barra de las subestaciones Nueva Zaldívar, Laberinto u O Higgins, se presentan bajas tensiones en la zona de Escondida, las cuales en el peor de los casos se mantienen dentro de los rangos del estado de Emergencia estipulado en NT. 4. Zona Centro a) Por condiciones de seguridad, es necesario limitar la Inyección de Generación de Central Tocopilla, considerando para ello el EDAG por sobrecarga implementado en la S/E Central Tocopilla 12. Según lo establecido en la Política de Operación vigente, en el caso normal de operación de la zona, se debe limitar la transferencia por las Líneas 220 kv Central Tocopilla Crucero N 1 y N 2 (Líneas 6A y 7A) para evitar una sobrecarga en caso de una contingencia en uno de los circuitos. Considerando operativo el EDAG de la zona, se debe limitar la transferencia a 245 MW por circuito, y en el caso que el EDAG no esté operativo, se debe limitar la transferencia a 210 MW por circuito. b) Adicionalmente, se debe limitar la transferencia de potencia por las Líneas 110 kv Central Tocopilla A N 1 y N 2, 110 kv Central Tocopilla Central Diesel Tamaya N 3 y N 4, 110 kv Central Diesel Tamaya Salar y 110 kv Central Diesel Tamaya S/E A a 65 MW por línea 13, esto con el fin de evitar que las protecciones de distancia 21/21N de las líneas 110 kv operen de manera indeseada frente a fallas externas 14. c) Se ha detectado que en condiciones de indisponibilidad o ausencia en el despacho de la Central Atacama, y de acuerdo al horizonte de evaluación del Estudio, ante la ocurrencia de una contingencia en uno de los circuitos de la Línea 220 kv Crucero Encuentro, según la temperatura ambiente que se presente en la Zona, se podría producir la sobrecarga del circuito que queda en servicio 15. Esta condición pasará a ser menos crítica desde la puesta en servicio de la Línea de 220 kv Cochrane Encuentro conectada en derivación al circuito N 1 de la Línea 220 kv Angamos Laberinto, quedando entonces esta línea en una configuración provisoria de tres 12 El EDAG por sobrecarga en Central Termoeléctrica Tocopilla fue implementado el año 2008, de acuerdo a lo indicado en Cartas CDEC SING B 1421/2008 y CDEC SING B 1715/2008. 13 Establecido en Carta CDEC SING B 1421/2008. 14 Falla en líneas de transmisión adyacentes a las de interés, asociadas a los consumos Chuquicamata y Calama. 15 Según documento D SDO 04 V01 Política de Operación: Restricciones de Seguridad en la Zona Centro. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 11 de 41

puntas Angamos Encuentro Laberinto 16. Esta modificación se espera que entre en servicio en Noviembre de 2014 y se mantendrá en servicio hasta que se complete la ampliación de capacidad de la Línea 220 kv Crucero Encuentro, prevista para Junio de 2016 17. Dicha condición operativa será reflejada en una actualización de la Política de Operación Restricciones de Seguridad en la Zona Centro vigente, considerando el nivel de generación y demanda esperado. En el desarrollo del presente estudio, la Línea de tres puntas Angamos Encuentro Laberinto se considera en servicio en todos los escenarios analizados. d) La problemática anterior será subsanada una vez que se lleven a cabo las obras de ampliación de S/E Encuentro, de acuerdo a lo establecido en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, período 2012 2013 18. En este sentido, se hace necesario revisar el plan de trabajo asociado, de manera de priorizar la ampliación de la Línea 220 kv Crucero Encuentro. Cabe destacar que de acuerdo a lo informado por el Coordinado Transelec, dichos trabajos se iniciarán el año 2015. e) Para el caso con mantenimiento de alguna de las líneas de la zona que abastecen los consumos de Chuquicamata y Calama y en el caso de ocurrir una contingencia simple en alguna las líneas de la zona, los problemas principales detectados consisten en tensiones en las barras de SS/EE Chuquicamata y Salar fuera de la NT, lo cual puede ocasionar un desprendimiento masivo de cargas en los consumos de Chuquicamata y Calama, lo que sería controlado por el EDAG por sobrefrecuencia vigente, evitando así la condición de apagón total que fuera detectada en ausencia de dicho control. Adicionalmente, se podrían producir sobrecargas en el sistema de 110 kv que abastece esa zona y las unidades de la Central Tocopilla conectadas al sistema de 110 kv podrían ver sobrepasada su capacidad de aporte de potencia reactiva. Dado lo anterior, se recomienda que los mantenimientos de estas líneas sean realizados en condiciones de baja demanda de los consumos afectados y definidas las condiciones de operación especificas de su realización en el respectivo ECP. f) Para el caso de mantenimiento de alguna de las Líneas de 220 kv Central Tocopilla Crucero 6A o 7A, se pueden producir problemas de estabilidad frente a la apertura del otro circuito de esta línea, situación que es dependiente del despacho de unidades en la Central Termoeléctrica Tocopilla. Se debe analizar la alternativa de: Restringir la generación en la barra de 220 kv de Central Termoeléctrica Tocopilla con el fin de que no se sobrecarguen los ATR 220/110/13.8 kv y los Booster 110/110 kv ante falla en el circuito de la Línea 220 kv Tocopilla Crucero que se encuentre en servicio. En caso que el EDAG de Tocopilla se encuentre deshabilitado se debe restringir la generación total a un valor en torno a los 200 MVA. En caso que el EDAG de Tocopilla se encuentra habilitado, al valor de restricción anterior se suma la generación disponible para ser desconectada en el EDAG (valor de despacho de unidad U14 o U15). Operar con los ATR's de interconexión entre las barras 220 kv y 110 kv de la Central abiertos en el lado de 220 kv, controlando que el flujo por el circuito en servicio de la Línea 220 kv Central Tocopilla Crucero no sea mayor a 330 MW. Las medidas anteriores corresponden a criterios generales de aplicación, sin embargo debe ser analizado a través de un ECP considerando los despachos específicos al momento de realizar la desconexión. g) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de la zona (fallas de severidad 8), no se tienen efectos sistémicos relevantes afectando solamente a consumos radiales, siendo estos Mantos de la Luna, SQM La Cruz y SQM El Loa. h) En lo que respecta a las desconexiones de una sección de barra de las subestaciones de la zona (fallas de severidad 9), se observa que la desconexión de una sección de barra de la Subestación Central Tocopilla tiene como consecuencia la desconexión de las unidades generadoras conectadas a las respectivas secciones de barra, lo que dependiendo de los niveles de generación de estas, implicaría la operación de hasta el tercer 16 La conexión de la Línea 220 kv Angamos Encuentro Laberinto informada en construcción mediante carta VPO N 10/2014 de AES Gener de fecha 22 de Septiembre de 2014 y eximida de los plazos de construcción señalados en DS291 del 2017 mediante resolución Exenta CNE 402/2014. 17 Plazos informados por Transelec Norte en Carta O N 067 de fecha 4 de Abril de 2014. 18 Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2012 2013 aprobado mediante Resolución Exenta CNE N 310 de 2013. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 12 de 41

escalón del esquema EDAC. Las desconexiones de las secciones de barra de las SS/EE Encuentro y Crucero implican la desconexión de los consumos conectados a las respectivas secciones de barra (en el caso de Crucero se desconecta además la unidad U14 o U15), no implicando efectos sistémicos relevantes. Para el caso de la desconexión de transformadores, no se tienen efectos sistémicos relevantes. 5. Zona Tesoro Esperanza El Cobre a) Debido a las sobrecargas que se presentan actualmente en la Línea 220 kv Encuentro Crucero, la DO ha instruido, desde Febrero de 2014 19, que la Línea 220 kv Encuentro El Tesoro opere normalmente abierta y la Línea 220 kv El Tesoro Esperanza normalmente cerrada. Por lo tanto, los consumos de El Tesoro y Esperanza se alimentan radialmente a través de las Líneas 220 kv El Tesoro Esperanza y 220 kv El Cobre Esperanza. En función de los análisis realizados por la DO, esta alternativa de operación y abastecimiento de las Mineras El Tesoro y Esperanza, no representa sobrecargas en las líneas que abastecen dicha zona ni problemas de tensión en las subestaciones mencionadas. b) La alternativa de cerrar la Línea 220 kv Encuentro El Tesoro es una medida que otorga mayor robustez al SING, en particular, beneficios asociados al soporte de tensión y a la disponibilidad de energía para abastecer los consumos de la zona analizada (Minera El Tesoro y Minera Esperanza), en caso de fallas en el Sistema de Transmisión. Sin embargo, actualmente no es posible operar esta línea cerrada, de manera de enmallar los consumos mencionados y de esta forma aumentar la confiabilidad de suministro. c) En lo que respecta a las desconexiones de transformadores y fallas en una sección de barra de las subestaciones de la zona (Fallas de severidad 8 y 9 respectivamente), las desconexiones de las secciones de barra de las Subestaciones El Tesoro, Esperanza y El Cobre tienen como consecuencia la desconexión de los consumos abastecidos desde estas subestaciones, sin impacto relevante para el sistema. En el caso de la desconexión de transformadores, no se tienen efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos. En el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de S/E El Tesoro, dada la previsión de demanda de Minera El Tesoro, se podría producir la sobrecarga del transformador no fallado, desconectándose la totalidad de dicho consumo (33 MW). 19 Cartas CDEC SING N 0168/2014 y CDEC SING N 0309/2014. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 13 de 41

3. CARACTERIZACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN, CRITERIOS DE ANÁLISIS Y MITIGACIÓN APLICADOS En este Capítulo se describen las principales características asociadas a: El horizonte de evaluación del Estudio. Los escenarios a ser considerados, en términos de la topología, demanda, despacho de unidades generadoras, conexión de nuevos proyectos. Las contingencias específicas a ser analizadas, en términos de la definición de severidad establecida en la NT, el estado de operación del SI en el cual son consideradas, y otras características de detalle. Los efectos de interés, en términos del alcance de la comparación entre los resultados provenientes del análisis de contingencias y los estándares de SyCS por estado de operación, respecto de la verificación de la seguridad global del SING. La definición, según corresponda, de restricciones o recomendaciones en términos de las alternativas de control que serán consideradas y propuestas a fin de dar cumplimiento a lo establecido en la NT, su implementación práctica a nivel de la programación u operación en tiempo real, la necesidad de análisis de detalle, etc. 3.1 HORIZONTE DE EVALUACIÓN Para la elaboración del presente Estudio se consideró un horizonte de evaluación comprendido entre el 1 de Noviembre de 2014 y el 31 de Diciembre de 2015. 3.2 ESCENARIOS 3.2.1 TOPOLOGÍA DEL SISTEMA El análisis comprende tanto una topología base, en la cual se considera que todos los elementos del Sistema de Transmisión se encuentran disponibles, como también una serie de topologías caracterizadas por la presencia de mantenimientos programados no simultáneos. La topología base se caracteriza por corresponder a la condición habitual que se estima presentará el Sistema de Transmisión en el horizonte de evaluación del Estudio, junto con la conexión de los proyectos indicados en el punto 3.2.1.1. Al respecto, según la demanda prevista para la zona Mejillones Antofagasta Capricornio, en el Estudio se considera la Línea 110 kv Mejillones Antofagasta abierta en S/E Antofagasta 20. Adicional a lo anterior, también se considera la operación de Línea 220 kv Encuentro El Tesoro normalmente abierta. Sin embargo, dado los cambios en la previsión de la demanda y en la topología del sistema de transmisión, en el Estudio se evalúa la factibilidad técnica de modificar el estado actual de operación de las instalaciones mencionadas. 3.2.1.1 Modificaciones a la Topología Vigente Considerando el horizonte de evaluación del Estudio, se han considerado los cambios topológicos que se consideran influyen en las condiciones de operación actual del sistema, siendo éstos: Conexión de la Línea de 220 kv Encuentro Cochrane conectada en Tap Off a la Línea de 220 kv Angamos Laberinto N 1. 20 Según lo indicado en fax CDEC SING B 0408/2010 del 01.04.2010. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 14 de 41

Conexión del proyecto OGP1 de Minera Escondida abastecido a través de la nueva Línea de 220 kv Domeyko OGP1 y modificación de la actual línea de 220 kv Nueva Zaldívar Escondida, la que se convierte en la Línea 220 kv Nueva Zaldívar OGP1. Conexión de los Bancos de Condensadores en S/E OLAP por un monto de 19.6 MVAR. Construcción de un Tap Off en un circuito de la Línea de 220 kv Atacama Encuentro para alimentar los consumos de Minera Antucoya a través de una línea de 220 kv. Ampliación de S/E Salar 220 kv incorporando dos paños de interruptores en S/E Salar 220 kv para conectar la línea de 220 kv Salar Calama. Ampliación de S/E Calama 220 kv consistente en la instalación de un banco de cuatro ATR Monofásicos en los niveles de 220/110/23 kv con una potencia de 3x40/50 MVA. Ampliaciones de las subestaciones Cerro Dragón y Alto Hospicio mediante el reemplazo del transformador actual de 10 MVA por un transformador móvil de 30 MVA. Ampliación de Planta Fotovoltaica La Huayca Etapa II, que considera la construcción de la S/E La Huayca 66/23 kv y la ampliación de S/E Pozo Almonte con un paño en 66 kv y un transformador de 30 MVA. Conexión de Planta Fotovoltaica Arica Solar 1, consistente en una planta fotovoltaica de 40 MW conectada a través de una línea de 66 kv a la S/E Parinacota. Conexión de las Plantas Fotovoltaicas Pozo Almonte Solar 2 y 3, conectadas en los devanados terciarios de los transformadores de S/E Pozo Almonte; Pozo Almonte 110/66/13.8 kv N 1 y Pozo Almonte 220/115/13.8 kv N 2 respectivamente. Conjuntamente representan una generación de 17 MW aproximadamente. 3.2.1.2 Compensación del factor de potencia en Instalaciones de Clientes En relación con las exigencias de factor de potencia establecidas en la NT para los puntos de conexión de las Instalaciones de Clientes, no se considera compensación en dichas instalaciones. Lo anterior se debe a que no se prevé la puesta en servicio de algún proyecto durante el horizonte de evaluación del Estudio, ya que a la fecha de elaboración de este informe los Coordinados no han comunicado a la DO información al respecto. En caso que se reciba información de algún proyecto de instalación de equipos para compensar el factor de potencia, la DO analizará la necesidad de revisar los resultados y conclusiones del Estudio. 3.2.2 ESCENARIOS DE DISPONIBILIDAD DE UNIDADES Y COMBUSTIBLES A efectos de detectar las restricciones o recomendaciones de interés, no se consideran escenarios particulares de disponibilidad de combustibles o de unidades según el programa de mantenimiento mayor. Sin embargo, para los análisis se consideran los escenarios que resultan más críticos en términos de la operación del SI. 3.2.3 PREVISIÓN DE DEMANDA Para el presente Estudio se considera la previsión de demandas informada en respuesta a la carta CDEC SING N 0613/2014 para el período Enero 2015 Diciembre 2029. En el Anexo 1. Despacho, demanda y líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias según topología, se presenta un detalle de las demandas consideradas en el presente estudio. Los análisis consideraron escenarios de operación correspondientes a estados con máxima demanda coincidente. 3.2.4 DESPACHO TIPO PARA ESTADO NORMAL El análisis general considera un despacho base, realizado mediante el software Plexos, cuya característica principal se presentan en el Anexo 1. Despacho, demanda y líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias según Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 15 de 41

topología, sección 6.1.1 Despacho. De acuerdo a los análisis realizados, este despacho base puede sufrir modificaciones con el objeto de identificar restricciones o recomendaciones particulares para una determinada zona. Las modificaciones mencionadas corresponden a análisis de sensibilidad con respecto al despacho base, donde se consideran variaciones en el despacho de generación de la Central Termoeléctrica Tarapacá, Central Termoeléctrica Tocopilla y Central Atacama. Lo anterior para detectar y determinar las restricciones en condiciones más críticas o desfavorables en cuanto a abastecimiento, transferencias por líneas o problemas de tensión en el sistema de transmisión. Cabe destacar que en todos los despachos utilizados en los análisis, se ha considerado a la Central Salta fuera de servicio, dado que corresponde al despacho más representativo y al escenario más crítico en cuanto a control de tensión en la Zona Escondida Zaldívar. En el caso que la Central Salta se encuentre despachada, su impacto en la operación del SI será analizado a través de un ECP. 3.2.5 ELEMENTOS DE CONTROL DISPONIBLES El Estudio considera los elementos de control que se encuentran actualmente instalados y operativos en el SING, esto es: EDAC por Subfrecuencia 21, el cual permite controlar subfrecuencias producidas por desconexiones de generación. EDAG por Sobrefrecuencia 22, el cual permite controlar sobrefrecuencias producidas por desconexiones masivas de carga. EDAG por sobrecarga de Central Tocopilla 23, el cual permite incrementar los niveles de generación máximos a despachar en dicha central por restricciones de seguridad. 3.3 CONTINGENCIAS A ANALIZAR En la actualidad la DO establece restricciones en el sistema, a nivel de la programación u operación en tiempo real, como medida preventiva para garantizar la SyCS del SI, para un conjunto de contingencias simples probables de ocurrir que resulten ser las más críticas, según se establece en la NT. De acuerdo al análisis expuesto en el Anexo 2: Consideraciones generales de la NT, sección 6.2.1 Contingencias, las contingencias analizadas en las distintas topologías consideradas, corresponden a aquellas de tipo simple en Estado Normal indicadas en el artículo 5 37 de la NT, considerando la topología habitual de operación, disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión como también de los principales mantenimientos programados no simultáneos. Específicamente, la contingencia de severidad 4 se ha caracterizado como un cortocircuito bifásico a tierra con despeje instantáneo. En particular, se considera que éste ocurre al 50% de la línea o segmento, según corresponda, con despeje simultáneo en ambos extremos mediante apertura de interruptores a 120 milisegundos de ocurrida la falla. Adicionalmente, se analizan las contingencias de severidad 8 y 9, considerando para ello lo siguiente: Severidad 8: desconexión de un transformador de poder, considerando aquellos cuya tensión de uno de sus bornes sea superior a 200 kv. 21 EDAC por subfrecuencia vigente se encuentra publicado en el sitio web de CDEC SING en Inicio Datos Operación Operación Programada EDAC por Subfrecuencia. 22 EDAG por sobrefrecuencia vigente se encuentra publicado en el sitio web de CDEC SING en Inicio Datos Operación Operación Programada EDAG por Sobrefrecuencia. 23 En octubre de 2008 se puso en servicio el EDAG de Central Tocopilla. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 16 de 41

Severidad 9: cortocircuito monofásico a tierra sin impedancia de falla en una sección de barra de una subestación seguido de su desconexión en tiempo normal por acción de los sistemas de protección que cubren la barra. Las barras consideradas corresponden a las barras del sistema de transmisión de tensión 220 kv. Las contingencias de severidad 8 y 9 se han analizado considerando el despacho base (Caso 1 del punto 6.1.1 del Anexo 6) y el sistema en Estado Normal, con disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión y sin escenarios de mantenimiento. 3.4 EFECTOS DE INTERÉS Considerando los alcances establecidos en la NT, el ERST se concentra en la detección de las condiciones de operación resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual, de acuerdo al análisis expuesto en el Anexo 2: Consideraciones generales de la NT, sección 6.2.2 Efectos de Interés, se analiza el comportamiento estático y dinámico del SING en términos de: Sobrecargas que comprometen la capacidad térmica de líneas y/o transformadores de poder, y/o la capacidad de transformadores de corriente (TT/CC); para lo cual se comparan en forma cuantitativa los valores obtenidos del análisis con respecto a aquellos que definen la capacidad transitoria y capacidad permanente informadas. Estabilidad angular transitoria; para lo cual se acusan condiciones de inestabilidad y/o excursiones angulares que en forma cualitativa reflejen bajo margen de estabilidad. Estabilidad de tensión y/o condiciones de sub o sobretensión; para lo cual se acusan condiciones proclives a inestabilidad y/o se comparan en forma cuantitativa los valores de tensión obtenidos del análisis con respecto a los estándares establecidos en la NT para el comportamiento dinámico y las condiciones de régimen en los distintos estados de operación. Respecto de los análisis de comportamientos proclives a subfrecuencias u operación de protecciones no considerados explícitamente en este Estudio, ellos se consideran propios del Estudio de EDAC y del Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones, respectivamente, ambos contemplados en la NT. 3.5 ALTERNATIVAS DE MITIGACIÓN DE EFECTOS Como resultado del análisis de los efectos de las contingencias consideradas en el Estudio, y su comparación con los estándares de SyCS establecidos en la NT, el ERST concluye respecto de restricciones y/o recomendaciones que deberán ser implementadas en la práctica, ya sea a nivel de la programación 24 o de la operación en tiempo real, a fin de dar cumplimiento a dichos estándares. Dado que los efectos de distintas restricciones y/o recomendaciones pueden arribar a resultados similares en términos del desempeño del SING, en algunos casos particulares la propuesta de la DO considera un planteamiento general de ellas, las que posteriormente deberán ser analizadas a fin de seleccionar la alternativa que se considere más apropiada. Tanto las restricciones como las recomendaciones, con sus respectivos alcances, consideran: a) Control de la generación: Esta restricción, en función de su aplicación, contempla los siguientes dos casos: A nivel de la programación: Requiere de la definición de límites permanentes en la generación de las centrales o unidades generadoras, tal que en caso de ocurrir una Contingencia Simple en Estado Normal, el SING pueda preservar un estado de operación en el cual la transmisión de potencia sea coherente con la capacidad transitoria y/o permanente informada para el Sistema de Transmisión, y las unidades generadoras puedan preservar la estabilidad angular transitoria. 24 Se consideran las acciones de control que puedan ser implementadas a partir del ajuste directo de las variables involucradas en la programación, o mediante una implementación previa cuyo resultado indirectamente afecte los resultados de la programación, como por ejemplo: incorporación o ajuste de DAC, DAG, etc. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 17 de 41

A nivel de la operación en tiempo real: Requiere de la definición de ajustes en la consigna de generación, coordinados por el CDC, estando el SING en Estado de Alerta, tal que frente a una eventual Contingencia Simple éste pueda preservar una condición de operación segura, en el menor tiempo posible, mediante el control de la transferencia de potencia desde los valores de capacidad transitoria a los valores de capacidad permanente informados para el Sistema de Transmisión, considerando además los márgenes necesarios para preservar la estabilidad angular transitoria y el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas. b) Implementación de un Esquema de Desconexión Automática de Generación EDAG) por sobrecarga: Esta recomendación, implementada a nivel de la programación, está sugerida para preservar la estabilidad angular transitoria de las unidades generadoras y/o controlar la transmisión de potencia en forma coherente con las capacidades transitoria y permanente informadas para el Sistema de Transmisión, ambas frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple en Estado Normal. c) Implementación de un Esquema de Desconexión Automática de Carga EDAC) por sobrecarga o subtensión: Esta recomendación, implementada a nivel de la programación, está sugerida en las siguientes dos situaciones: Para controlar que la transmisión de potencia sea coherente con la capacidad transitoria y/o permanente informada para el Sistema de Transmisión, frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple en Estado Normal. Para controlar inestabilidades de tensión o subtensiones producto de una Contingencia Simple en Estado Normal. d) Incorporación de Desconexión Manual de Carga DMC) para evitar sobrecarga o subtensión: Esta recomendación, implementada a nivel de la operación en tiempo real, y coordinada por el CDC estando el SING en Estado de Alerta, persigue el que frente a una eventual Contingencia Simple el SING pueda preservar una condición de operación segura, en el menor tiempo posible, mediante el control de la transferencia de potencia desde los valores de capacidad transitoria a los valores de capacidad permanente, considerando además los márgenes necesarios para preservar los estándares de tensión establecidos en la NT. e) Reemplazo de determinados TT/CC: Esta recomendación está sugerida para evitar restringir los niveles de generación máximos de centrales, reducir los requerimientos de control asociados a desconexión de carga o generación, ya sea automática o manual, en caso de contingencias que impliquen sobrecarga de TT/CC. f) Analizar la definición de una capacidad transitoria y/o una redefinición de la capacidad permanente: Informada para las líneas de transmisión, en el caso que éstas puedan presentar sobrecargas en relación a la capacidad del conductor. g) Habilitar protecciones por sobrecarga: En forma complementaria para evitar un eventual daño en las líneas de transmisión, ya sea por sobrecarga de sus TT/CC o del conductor, en caso que las acciones de control provenientes del EDAC por sobrecarga sean insuficientes. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 18 de 41

4. RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES A continuación se describen los principales resultados obtenidos del análisis realizado, para los distintos escenarios en consideración, y su comparación con los estándares de SyCS establecidos en la NT. En los casos en que los estándares y especificaciones de la NT no se cumplen, se proponen medios alternativos para cumplirlos, siendo estas alternativas de carácter general y orientadas a tener una mayor capacidad de transmisión. El detalle de los escenarios analizados y los resultados obtenidos se encuentran en el Anexo 4: Resultados obtenidos. Se analizan casos que consideran los escenarios previstos para la operación del SING en el período de evaluación 25, tanto en situaciones de disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión como en los casos más frecuentes de mantenimiento programado de las instalaciones, explicitando sólo los casos en que se producen restricciones en el sistema de transmisión. 4.1 ZONA MEJILLONES CAPRICORNIO La Zona Mejillones Capricornio corresponde a la Zona compuesta por el ATR Capricornio 220/110/13.8 kv, el ATR Mejillones 220/115/13.8 kv y las Líneas de 110 kv Mejillones Antofagasta, Capricornio Antofagasta, Capricornio Antofagasta y Antofagasta Alto Norte. Se realiza una verificación del comportamiento del SING ante un eventual cierre de la Línea 110 kv Mejillones Antofagasta, en particular detectando condiciones de sobrecarga en las instalaciones adyacentes a SS/EE Mejillones, Antofagasta y Capricornio. 4.1.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS En la zona Mejillones Antofagasta Capricornio, se observa que no es posible operar con la Línea 110 kv Mejillones Antofagasta cerrada en el extremo Antofagasta, lo que implicaría el cierre del anillo de Mejillones Capricornio. En esta condición operacional, se observa que ante ciertas contingencias se presenta una sobrecarga de los Transformadores Capricornio 220/110/13.8 kv, Mejillones 220/110/13.8 kv y de la Línea 110 kv Mejillones Antofagasta, y tensiones fuera del rango establecido en la NT, en SS/EE 220 kv Mejillones y 110 kv Antofagasta, Alto Norte y Michilla. Lo anterior ocurre independiente del monto de generación de la Central PAM, la que inyecta su generación a la Barra 110 kv Mejillones. Considerando lo anterior, se mantiene la vigencia de la Política de Operación que establece la operación del sistema con la Línea 110 kv Mejillones Antofagasta abierta en S/E Antofagasta 26. Esta configuración permite evitar problemas de sobrecarga en la zona Mejillones Antofagasta Capricornio, específicamente en el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kv, para los casos en que el flujo por dicho transformador es inferior a su capacidad (88 MVA). Dada la Política de Operación Vigente, y las demandas previstas en el horizonte de evaluación, se observa en Estado Normal lo siguiente: Dada la alimentación radial de los consumos abastecidos desde la S/E Capricornio, la desconexión de la Línea 220 kv Chacaya Mantos Blancos provocaría la desconexión de todos los consumos alimentados desde dicha S/E. 25 El horizonte de evaluación considerado es el comprendido entre el 1 de Octubre de 2014 y el 30 de Diciembre de 2015. 26 Informada en Abril del año 2010, mediante carta CDEC SING B 0408/2010 Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 19 de 41

El flujo por el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kv es de alrededor de 84 MVA, valor cercano a su capacidad. Para controlar el flujo por el ATR Capricornio 220/110/13.8 kv y evitar sobrepasar su capacidad máxima (88 MVA), podría ser necesario el despacho de la Central Diesel Inacal y/o la aplicación de DMC. El flujo por el Transformador Desalant 110/6.6 kv es cercano a los 14 MVA, que a su vez corresponde a la capacidad nominal de este equipo. Dado esto, se observa que el consumo suministrado desde esta instalación no podría seguir aumentando sin antes estudiar la posibilidad de realizar un cambio del equipo o verificar su aumento de capacidad. Se recomienda realizar el cambio de los TTCC de la línea 110 kv Antofagasta Alto Norte la que se encuentra limitada por TTCC a 300 A. Esto se debe a que ante la ocurrencia de una contingencia en la Línea 110 kv Capricornio Alto Norte, se presentarían sobrecargas en la línea mencionada. En relación al desempeño de la tensión, se recomienda controlarla con las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Central Termoeléctrica Andina, Central Termoeléctrica Hornitos y Central Termoeléctrica Angamos, previendo una mejora en las tensiones resultantes post falla. En caso de ser necesario, complementar la acción anterior con DMC en los consumos de la zona. Para restablecer la operación en paralelo de los transformadores, se recomienda analizar distintas alternativas, dentro de las que se encuentran el aumento de la capacidad de transformación o la implementación de un EDAC por sobrecarga y la habilitación de protecciones por sobrecarga en dichas instalaciones. Específicamente: Analizar el aumento de la capacidad de transformación o la implementación de un EDAC por sobrecarga y la habilitación de protecciones por sobrecarga en dichas instalaciones. Realizar cambio de los TTCC de las líneas 110 Antofagasta Alto Norte. Lo anterior se debe a que ante la ocurrencia de ciertas contingencias, se presentan sobrecargas en la línea mencionada, las que actualmente se encuentran limitadas por TTCC a 300 A. En relación al aumento de capacidad del Transformador Capricornio 220/110/13.8 kv, cabe destacar que E CL 27 ha informado un proyecto consistente en su primera etapa en la instalación de un nuevo Transformador, gemelo al actual, en paralelo con el existente y en una segunda etapa la construcción de la barra de 220 kv de S/E Capricornio. La fecha en que dicho proyecto se llevaría a cabo no se encuentra definida 28, indicando E CL que el proyecto se encuentra postergado y que será reevaluado durante el año 2015. Sin embargo, dada la estimación de demanda para el año 2015, es necesario revisar los plazos asociados a la conexión, así como las soluciones a largo plazo. Al respecto en el estudio Abastecimiento Seguro de ciudades del SING desarrollado por el Departamento de Planificación se abordan distintas alternativas 29. 4.1.2 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA MEJILLONES CAPRICORNIO a) Desconexión intempestiva de Transformadores. La desconexión de los transformadores de la zona, esto es Transformador Mejillones 220/115/13.8 kv o Transformador Capricornio 220/110/13.8 kv, implica la desconexión de los consumos correspondientes a clientes libres y regulados abastecidos a través de ellos. Entre ellos los consumos abastecidos desde las subestaciones Antofagasta, Alto Norte, Uribe, y los consumos conectados en derivación en las Líneas de 110 kv de la zona. b) Desconexión de secciones de Barra. Las desconexiones intempestiva de la Barra Mejillones 220 kv implica la desconexión de los consumos abastecidos desde dicha subestación, además de una ligera sobrecarga del transformador de Capricornio 220/110/13.8 kv (0.26%) 27 Carta de E CL GTR 2013 0174. 28 Carta de E CL N 088/2014 29 El estudio Abastecimiento Seguro de ciudades del SING se encuentra disponible en el sitio web del CDEC SING en la siguiente ruta: Inicio >Informes y Estudios >Informes de Planificación >Revisión Anual Troncal >Periodo Tarifario 2011 2014. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 20 de 41

la que se encuentra dentro del límite de su capacidad transitoria. Además, implica la desconexión de las Líneas de 220 kv Chacaya Mejillones y 220 kv Mejillones O Higgins, ante lo cual si consideramos el despacho base 30, se presentan tensiones en torno a los 0.93 pu en las barras de las subestaciones de la zona de Escondida, las cuales se encuentran dentro de los rangos permitidos para el estado de alerta según lo estipulado en NT. Considerando un despacho sin la Central Atacama despachada, la desconexión intempestiva de la Barra Mejillones 220 kv produciría tensiones en la Zona de Escondida en el límite de lo establecido para el Estado de Emergencia, en torno a 0.91 pu. Para esta contingencia se recomienda incrementar la tensión en la zona de Escondida adoptando las siguientes medidas: Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos. Conectando la Línea 345 kv Salta Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes. En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar Escondida). 4.2 ZONA SUR CORDILLERA La Zona Sur Cordillera del SING, corresponde a la zona comprendida principalmente por las subestaciones Atacama, Esmeralda, El Cobre, Laberinto, Domeyko, Escondida, Nueza Zaldívar y Zaldívar. Un aspecto fundamental de esta zona, es que comprende las instalaciones que abastecen de energía los consumos de Mineras Escondida, Zaldívar, la División Gabriela Mistral de Codelco y las divisiones Esperanza y El Tesoro de Minera Centinela. Los principales centros de generación de esta zona corresponden a las unidades de generación conectadas en las Subestaciones Atacama, Chacaya y Angamos. A continuación se analizan casos con y sin mantenimiento de líneas para la Zona Sur Cordillera del SING. 4.2.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS Actualmente no existe límite en la Evacuación de las Centrales Termoeléctricas Mejillones, Andina y Hornitos, pudiendo en el caso de disponibilidad total del sistema de transmisión inyectar la totalidad de su potencia al sistema. Cabe destacar que el EDAG por sobrecarga de la Central Termoeléctrica Mejillones debe permanecer deshabilitado. En los casos analizados se detectó que, en los casos en que la Central Atacama se encuentra despachada, se observa que ante la apertura intempestiva de las Líneas 220 kv Chacaya Mejillones, Atacama Domeyko N 1 ó N 2 y Mejillones O Higgins, post contingencia las tensiones en las SS/EE 220 kv Mejillones, O Higgins, Coloso, Domeyko, Laguna Seca, Planta Óxidos y Escondida quedan dentro del rango definido para el Estado de Alerta, en torno a los 0.94 pu. En los casos en que la Central Atacama no se encuentra despachada, se observa que ante la apertura intempestiva de las Líneas 220 kv Chacaya Mejillones, Atacama Domeyko N 1 ó N 2 y Mejillones O Higgins, las tensiones en las SS/EE 220 kv Mejillones, O Higgins, Coloso, Domeyko, Laguna Seca, Escondida, Sulfuros y Planta Óxidos quedan en el rango de 0.91 0.92 pu, las cuales se encuentran en el límite del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia. Al respecto, se recomienda que los Bancos de Compensación de S/E Lixiviación y S/E OLAP permanezcan conectados de manera permanente, especialmente cuando las unidades de Central Atacama no se encuentren despachadas. Adicionalmente, se espera el ingreso de compensación reactiva en la zona, mediante la conexión de un SVC de 120 MVAR en la Barra Domeyko 220 kv, lo que ayudará a mejorar los niveles de tensión de la Zona. En el caso que las condiciones de operación futuras del SING, asociadas con la incorporación de los nuevos proyectos informados a la DO, muestren que dicha compensación no es suficiente se deberán analizar otras opciones, dentro de las cuales se encuentran el instalar compensación adicional, reforzar el sistema de transmisión en la zona con problemas de baja 30 El despacho base considera la Central Atacama despachada. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 21 de 41

tensión y verificar la necesidad de implementar un EDAC por Subtensión, en el caso que se concluya que las condiciones de subtensión permanezcan fuera de los estándares de la NT. 4.2.2 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS Para escenarios de operación específicos, y condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión de la zona Sur Cordillera, se debe evaluar si es necesario restringir la inyección en S/E Chacaya de modo de evitar la presencia de sobrecargas en el Sistema de Transmisión. No se determinan dichas restricciones ya que dependerán del nivel de Generación en Central Atacama, Central Angamos y Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos. a) Mantenimiento Línea 220 kv Chacaya Crucero La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. b) Mantenimiento Línea 220 kv Chacaya Mantos Blancos Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: Para permitir el abastecimiento de los consumos que se alimentan desde S/E Capricornio se debe modificar la topología habitual de operación del SI, dada la demanda considerada en el periodo de estudio, una alternativa es adoptar la siguiente configuración: - Cerrar la Línea 110 kv Mejillones Antofagasta y el Enlace Salar del Carmen, con el fin de abastecer los consumos que se alimentan normalmente desde S/E Capricornio. - Ordenar la apertura de la Línea 110 kv Capricornio Antofagasta en el extremo Antofagasta y de la Línea 110 kv Alto Norte Antofagasta en el extremo Alto Norte. Se recomienda realizar este mantenimiento en condiciones de baja demanda en la zona Capricornio Alto Norte Mejillones Esmeralda, para evitar que en condiciones normales de operación, se produzca una sobrecarga en el Transformador Esmeralda 220/115/13.8 kv. Se debe controlar la demanda de la zona indicada, despachando generación local o aplicando DMC en caso de ser necesario. Se recomienda realizar este mantenimiento considerando que no se superen los 750 MW de generación bruta de las unidades conectadas en S/E Chacaya. Esto debido a que una desconexión intempestiva de la Línea 220 kv Laberinto El Cobre, post contingencia podría sobrecargar las Líneas 220 kv Mejillones O Higgins y O Higgins Domeyko. Post contingencia se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas: mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos. Adicionalmente, se podría utilizar la Línea 345 kv Salta Andes conectada en vacío desde el extremo S/E Andes. En caso de que las acciones mencionadas no sean suficientes, complementar con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar Escondida y Mejillones). Las medidas señaladas anteriormente deben ser analizadas mediante un ECP que considere las condiciones del sistema en el momento de realizar la desconexión. c) Mantenimiento Línea 220 kv Chacaya El Cobre circuito N 1 o N 2 La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. d) Mantenimiento Línea 220 kv Crucero Laberinto circuito N 1 o N 2 La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 22 de 41

e) Mantenimiento Línea 220 kv Andes Laberinto La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. f) Mantenimiento Línea 220 kv Andes Nueva Zaldívar circuito N 1 o N 2 La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. g) Mantenimiento Línea 220 kv Laberinto Mantos Blancos La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. h) Mantenimiento Línea 220 kv Laberinto El Cobre Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: Se recomienda no superar los 750 MW de generación bruta en S/E Chacaya cuando se realice este mantenimiento. Esto debido a que la desconexión intempestiva de la Línea 220 kv Chacaya Mantos Blancos podría producir postcontingencia la sobrecarga de las Líneas 220 kv Mejillones O Higgins y 220 KV O Higgins Domeyko. Post contingencia, se observa que si la Central Atacama se encuentra despachada, la apertura intempestiva de la Línea 220 kv Chacaya Mejillones provocaría tensiones en torno a 0.93 0.95 en las barras de 220 kv de la Zona Escondida Zaldívar y Mejillones. Si la Central Atacama no se encuentra despachada, la apertura intempestiva de la Línea 220 kv Chacaya Mejillones provocaría tensiones en torno a 0.90 0.91 pu en las barras de la Zona Escondida Zaldívar y Mejillones, las cuales se encuentran en el límite del Estado de Emergencia estipulado en la NT. En este caso se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas: - Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos. - Conectando la Línea 345 kv Salta Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes. - En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar Escondida y Mejillones). Se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas y/o de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar Escondida y Mejillones). i) Mantenimiento Línea 220 kv Mejillones O Higgins Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: Se recomienda realizar este mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas y/o de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar Escondida y Mejillones). Esto debido a que en Estado Normal, sin generación en Central Atacama se tienen tensiones fuera del rango establecido en la NT en las Barras de la Zona Escondida Zaldívar, las cuales se encuentran en torno a 0.92 pu. En el caso con generación en Central Atacama, se tiene que en estado normal, las tensiones se encuentran en el rango establecido en la NT para la zona descrita. Post contingencia de un circuito de la Línea 220 kv Atacama Domeyko, se observan tensiones en torno a 0.91 0.92 pu en la Zona Escondida Zaldívar, valores que se encuentran en el límite del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia. En este caso se recomienda incrementar la tensión considerando las siguientes medidas: Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 23 de 41

- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos. - Conectando la Línea 345 kv Salta Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes. - En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar Escondida y Mejillones). j) Mantenimiento Línea 220 kv Chacaya Mejillones Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: Se recomienda realizar este mantenimiento con alguna de las unidades de Central Atacama despachada y/o de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar Escondida y Mejillones). Esto debido a que en Estado Normal (sin contingencia), sin generación en Central Atacama se tienen tensiones fuera del rango establecido en la NT en las barras de la Zona Escondida Zaldívar y Mejillones, en torno a 0.93 0.94 pu. Se recomienda no superar los 780 MW de generación bruta en S/E Chacaya cuando se realice este mantenimiento. Esto debido a que la desconexión intempestiva de la Línea 220 kv Laberinto El Cobre podría producir, post contingencia una sobrecarga en la Línea 220 kv Chacaya Mantos Blancos. Post contingencia, se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas: - Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos. - Conectando la Línea 345 kv Salta Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes. - En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar Escondida y Mejillones). Se debe controlar el aporte de reactivos de Central Norgener, ya que ante la ocurrencia de ciertas contingencias, como lo son la Línea 220 kv Laberinto El Cobre, Línea 220 kv Laberinto Mantos Blancos o la Línea 220 kv Atacama Domeyko circuito N 1 o N 2, sus unidades aportan alrededor de 46,5 MVAR cada una, valor que se encuentra cercano a su límite máximo. k) Mantenimiento Línea 220 kv Nueva Zaldívar OGP1 La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. l) Mantenimiento Línea 220 kv Domeyko OGP1 La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. m) Mantenimiento Línea 220 kv Laberinto Nueva Zaldívar circuito N 1 o N 2 Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: Se recomienda realizar este mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas y coincidente con baja demanda en la Zona afectada (Zaldívar Escondida y Mejillones). Esto debido a que en Estado Normal (sin contingencia), sin generación en Central Atacama se tienen tensiones fuera del rango establecido en la NT en las barras de la Zona Escondida Zaldívar, en torno a 0.94 pu en la zona descrita. Adicionalmente, en el caso de no estar la Central Atacama despachada, se observa que post contingencia de la Línea 220 kv Chacaya Mejillones, las tensiones en la Zona Escondida Zaldívar y Mejillones quedan fuera del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia, en torno a 0.88 0.90 pu. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 24 de 41

Post contingencia, se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas: - Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos. - Conectando la Línea 345 kv Salta Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes. - En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar Escondida y Mejillones). n) Mantenimiento Línea 220 kv Atacama Domeyko circuito N 1 o N 2 Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: Se recomienda realizar dicho mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas y coincidente con baja demanda en la Zona afectada (Zaldívar Escondida y Mejillones). El despacho de estas unidades mejorará las tensiones en la Zona, ya que en Estado Normal (sin contingencia), sin generación en Central Atacama se tienen tensiones fuera del rango establecido en la NT en la Zona Escondida Zaldívar, en torno a 0.94 pu). Adicionalmente, en caso de no estar la Central Atacama despachada, frente a determinadas contingencias se presentan tensiones en el límite del rango establecido en la NT para el estado de Emergencia en las barras de la Zona Escondida Zaldívar y Mejillones, en torno a 0.90 pu, siendo la contingencia más crítica la desconexión de las Líneas 220 kv Chacaya Mejillones, Mejillones O Higgins o el circuito Atacama Domeyko que permanece en servicio. Post contingencia, se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas: - Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos. - Conectando la Línea 345 kv Salta Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes. - En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar Escondida y Mejillones). o) Mantenimiento Línea 220 kv Atacama Encuentro circuito N 1 ó N 2 Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: Restringir la generación de Central Atacama a un valor inferior a 500 MW brutos aproximadamente, dado que con una generación mayor, ante la desconexión intempestiva del otro circuito de la Línea 220 kv Atacama Encuentro es probable la pérdida de sincronismo de las unidades de Central Atacama. Se recomienda mantener como condición inicial una tensión alta en las Barras 220 kv Andes y Mejillones. Esto dado que la apertura intempestiva de la Línea 220 kv Chacaya Mejillones provocaría tensiones en el límite de rango NT en la zona de Escondida Zaldívar. De ser esta acción insuficiente se debe incrementar la tensión con las unidades de Central Atacama. 4.2.3 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA SUR CORDILLERA a) Desconexión intempestiva de Transformadores. Las principales consecuencias de la desconexión intempestiva de transformadores de la Zona Sur Cordillera (fallas de severidad 8), corresponde a la desconexión del transformador de Esmeralda 220/115/13.8 kv, que implica la desconexión de los consumos de clientes regulados abastecidos desde la Subestación Esmeralda (Elecda Antofagasta). Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 25 de 41

En el caso de la desconexión de transformadores de la zona Zaldívar Escondida, no se observan efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos de la zona, sin impactos relevantes para el sistema. En el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de S/E El Tesoro, dada la previsión de demanda de El Tesoro, se podría producir la sobrecarga del transformador no fallado, desconectándose la totalidad de dicho consumo (33 MW). b) Desconexión de secciones de Barra. Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra en la Zona Sur Cordillera, corresponden a la asociada a la falla de una sección de la Barra Chacaya 220 kv, Atacama 220 kv o Angamos 220 kv. En el caso de la falla de una sección de Barra Chacaya 220 kv, se produciría la pérdida de generación de las unidades de la Central Chacaya conectadas a la sección 1 o 2 de la Barra. Lo anterior, dependiendo de las unidades que se encuentren en servicio, podría representar la pérdida de alrededor de 460 MW de generación (generación conjunta de las unidades CTM1, CTM2 y CTA en la sección N 1 de la Barra o generación conjunta de las unidades CTM3 TG+TV y CTH en la sección N 2 de la Barra). Lo anterior implicaría la desconexión de hasta el sexto escalón del esquema EDAC. Un caso similar, pero con consecuencias menores en lo que respecta a la operación del esquema EDAC, corresponde a la desconexión de alguna sección de la Barra Atacama 220 kv o Angamos 220 kv, lo cual podría implicar la operación de hasta el tercer escalón el EDAC, al desconectarse un ciclo completo de la Central Atacama o una unidad de la Central Angamos. Las desconexiones de secciones de barra de las zona de Escondida, implica desprendimiento de los consumos que se abastecen de las respectivas secciones de barra. El desprendimiento mayor se produce al desconectarse la sección N 2 de la Barra Domeyko 220 kv, lo que implica la desconexión de los consumos abastecidos desde S/E Laguna Seca (alrededor de 120 MW). Para el caso de la desconexión de alguna sección de barra de la subestaciones Nueva Zaldívar, Laberinto u O Higgins, se presentan tensiones en torno a los 0.93 pu en las barras de las subestaciones de zona de Escondida, las cuales se encuentran dentro de los rangos permitidos para el estado de emergencia según lo estipulado en NT. 4.3 ZONA NORTE La Zona Norte del SING, corresponde a las instalaciones ubicadas geográficamente al norte de las subestaciones Crucero y Encuentro. Un aspecto fundamental de esta zona, es que comprende las instalaciones que abastecen de energía a las ciudades de Arica, Iquique, la localidad de Pozo Almonte y a los consumos de Minera Collahuasi. El principal centros de generación de esta zona corresponden a las unidades de generación de la Central Tarapacá. A continuación se analizan casos con y sin mantenimiento de las líneas que abastecen la Zona Norte del SING, de manera de detectar aquellas condiciones que podrían generar sobrecargas en las líneas de transmisión que abastecen la zona. 4.3.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS En el caso de disponibilidad total de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte, se debe considerar lo estipulado en la Política de Operación de la Zona 31. Esto es, controlar la transferencia por las Líneas 220 kv Crucero Lagunas N 1 y N 2 y las Líneas 220 kv Encuentro Collahuasi N 1 y N 2, de manera de evitar sobrecargas en ellas. El nivel 31 Según documento D SDO 01 V05 Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte con Restricciones de Seguridad. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 26 de 41

de transferencia máximo varía dependiendo de las condiciones de demanda de la Zona Norte, temperatura ambiente y especialmente del despacho de la unidad CTTAR. Para cumplir lo anterior y según lo establecido en la Política de Operación Zona Norte, en caso que el límite máximo de transferencia de potencia se vea superado, como primera acción de control tendiente a ajustar las transferencias a la restricción indicada, es necesario despachar las unidades disponibles en la Zona Norte. Adicionalmente, si lo anterior no fuera suficiente para alcanzar los límites establecidos, se debe aplicar Desconexión Manual de Carga (DMC) para controlar las transferencias desde la Zona Centro a la Zona Norte. 4.3.2 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS En términos generales, resulta inconveniente realizar el mantenimiento de alguna de las 4 líneas que abastecen la Zona Norte (Líneas 220 kv Crucero Lagunas N 1 y N 2 y las Líneas 220 kv Encuentro Collahuasi N 1 y N 2) estando la unidad CTTAR fuera de servicio, ya que su ausencia significaría aplicar una DMC de magnitud elevada en condiciones de alta temperatura. a) Mantenimiento Línea 220 kv Crucero Lagunas N 1 o N 2 Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo por Línea 220 kv Crucero Lagunas N 2 (o N 1) y Línea 220 kv Encuentro Collahuasi N 1 y N 2) de acuerdo a la temperatura ambiente que se esté presentando. De ser necesario, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona. Se recomienda realizar este mantenimiento con la unidad CTTAR despachada y/o de manera coincidente con una baja demanda en la Zona Norte. En particular, al no estar despachada la unidad CTTAR y considerando una temperatura ambiente de 35 C, ante la ocurrencia de una contingencia en la Línea 220 kv Crucero Lagunas que queda en servicio, se sobrecargan las Líneas 220 kv Encuentro Collahuasi N 1 y N 2 en un 46% y 14% respectivamente. Se estima que, estando despachada la unidad CTTAR, los flujos por las líneas de interés no deben sobrepasar los 270 MW en total. b) Mantenimiento Línea 220 kv Encuentro Collahuasi N 1 o N 2 Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo por Línea 220 kv Crucero Lagunas N 1 y N 2 y Línea 220 kv Encuentro Collahuasi N 2 (o N 1)) de acuerdo a la temperatura ambiente que se esté presentando. De ser necesario, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona. Se recomienda realizar este mantenimiento con la unidad CTTAR despachada y/o de manera coincidente con una baja demanda en la Zona Norte. En particular, al no estar despachada la unidad CTTAR y considerando una temperatura ambiente de 35 C, ante la ocurrencia de una contingencia en las Líneas 220 kv Crucero Lagunas N 1 o N 2, se podría sobrecargar la Línea 220 kv Crucero Lagunas que queda en servicio y la Línea 220 kv Encuentro Collahuasi que se mantiene operando, en especial si se trata de la Línea de 220 kv Encuentro Collahuasi N 1 debido a su menor capacidad. Se estima que, estando despachada la unidad CTTAR, los flujos por las líneas de interés no deben sobrepasar los 320 MW en total. c) Mantenimiento Línea 220 kv Lagunas Collahuasi N 1 o N 2 Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo por Línea 220 kv Crucero Lagunas N 1 y N 2 y Línea 220 kv Encuentro Collahuasi N 2 y N 1) de acuerdo a la temperatura ambiente que se esté presentando. De ser necesario, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 27 de 41

Se recomienda realizar este mantenimiento con la unidad CTTAR despachada y/o de manera coincidente con una baja demanda en la Zona Norte. En particular, al no estar despachada la unidad CTTAR y considerando una temperatura ambiente de 35 C, ante la ocurrencia de una contingencia en la Línea 220 kv Encuentro Collahuasi N 2 se sobrecarga la Línea 220 kv Encuentro Collahuasi N 1. Se estima que, estando despachada la unidad CTTAR, los flujos por las líneas de interés no deben sobrepasar los 340 MW en total. Controlar el Consumo de Mineras Collahuasi y Quebrada Blanca de manera que su demanda máxima no sobrepase la capacidad del circuito de la Línea 220 kv Lagunas Collahuasi en servicio. d) Mantenimiento Línea 220 kv Tarapacá Lagunas N 1 o N 2 La realización de este mantenimiento no impone restricciones adicionales. Solo si la unidad CTTAR no se encuentra despachada y ante una contingencia en la Línea 220 kv Tarapacá Lagunas que se encuentra en servicio se pierde consumo de SS/EE Cóndores y Parinacota. En este caso se recomienda realizar el mantenimiento con el condensador de SS/EE Cóndores y/o Parinacota en servicio para controlar las tensiones en la zona. 4.3.3 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA NORTE a) Desconexión intempestiva de Transformadores. Las principales consecuencias de la desconexión intempestiva de los transformadores de la Zona Norte (fallas de Severidad 8), corresponden al desprendimiento de consumos regulados abastecidos desde las subestaciones Parinacota, Cóndores y Pozo Almonte. Estas desconexiones no tienen efectos sistémicos relevantes. b) Desconexión de secciones de Barra. Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra de las subestaciones de la Zona Norte (fallas de Severidad 9), corresponden a la pérdida de consumos o pérdida de generación de la unidad CTTAR. Las contingencias más relevantes corresponden a la desconexión de la Barra Tarapacá 220 kv, que implica la pérdida de generación de la unidad CTTAR y de los consumos abastecidos desde las subestaciones Cóndores y Parinacota. En lo que respecta a la falla en la sección N 1 de la Barra Lagunas 220 kv, el efecto es la desconexión de los consumos abastecidos desde esta sección de barra, además de la desconexión de generación ERNC conectada al norte de S/E Pozo Almonte. Finalmente, en lo que respecta a la desconexión de una sección de la Barra Collahuasi 220 kv, esta falla produciría la pérdida de consumo de Minera Collahuasi y Minera Quebrada Blanca, sin efectos sistémicos relevantes. 4.4 ZONA CENTRO La Zona Centro del SING, corresponde a las instalaciones ubicadas en torno las subestaciones Crucero y Encuentro. Un aspecto fundamental de esta zona, es que comprende las instalaciones que abastecen de energía los consumos de las divisiones Radomiro Tomic, Chuquicamata y Ministro Hales de Codelco, Minera El Abra, Minera Sierra Gorda y Minera Spence, así como las ciudades de Calama y sus alrededores. Los principales centros de generación de esta zona corresponden a las unidades de generación de la Central Tocopilla y Norgener. A continuación se analizan casos con y sin mantenimiento de las líneas que abastecen la Zona Centro del SING. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 28 de 41

4.4.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS La primera restricción asociada a la Zona Centro, se refiere a lo establecido en la Política de Operación que define un valor máximo para la evacuación de potencia desde S/E Central Tocopilla (Política de Operación CT Tocopilla), la cual establece lo siguiente: Se debe limitar la transferencia de potencia por las Líneas 220 kv Central Tocopilla Crucero 6A y 7A, para evitar una sobrecarga en uno de sus circuitos ante la desconexión del otro. Considerando el EDAG de Central Termoeléctrica Tocopilla operativo, la transferencia de potencia por cada circuito de la Línea 220 kv Central Tocopilla Crucero se debe limitar a 245 MW. En el caso que el EDAG de Central Tocopilla no se encuentra operativo, la transferencia de potencia por cada circuito de la Línea 220 kv Central Tocopilla Crucero se debe limitar a 210 MW. Se debe limitar la transferencia de potencia por la Línea 110 kv Central Tocopilla A N 1 y N 2, Línea 110 kv Central Tocopilla Central Diesel Tamaya N 3 y N 4, Línea 110 kv Central Diesel Tamaya Salar y Línea 110 kv Central Diesel Tamaya A a 65 MW por línea, esto con el fin de evitar que las protecciones de distancia 21/21N de las líneas 110 kv operen de manera indeseada frente a fallas externas 32. Adicionalmente, se establece una segunda Política de Operación en la Zona Centro, la cual se refiere a la máxima transferencia de potencia que permite cumplir con el criterio N 1 en la Línea 220 kv Crucero Encuentro Circuito N 1 y N 2 33, en la cual se establecen las acciones de control que deben ser implementadas para evitar condiciones de sobrecarga que puedan afectar a dichas líneas, ante la ocurrencia de una contingencia. Dicha política de operación establece lo siguiente: 1. Verificar que la transferencia de potencia máxima por los circuitos N 1 y N 2 de la Línea 220 kv Crucero Encuentro sea inferior a la capacidad permanente de uno de sus circuitos (ambos circuitos tienen idéntica capacidad). 2. En el caso que se supere el valor máximo de transferencia de potencia, se deberá realizar lo siguiente: a. Aumentar la tensión en S/E Crucero 220 kv. b. Apertura interruptor JS ubicado en S/E Encuentro 220 kv. 3. Verificar que la máxima transferencia de potencia sea inferior a la capacidad permanente de uno de sus circuitos más 40 MW. 4. Para controlar las transferencias de potencia en función de lo establecido en el punto 3, se deberán realizar acciones basadas en el siguiente orden de prioridad: a. Aumentar generación en Central Termoeléctrica Angamos. b. Despacho fuera de orden económico de generación disponible en Zona Norte. c. Despacho forzado de Central Atacama. d. DMC en Zona Centro. No obstante lo anterior, considerando la demanda actual y proyectada del SING y el impacto económico que las medidas anteriores suponen para el sistema, la empresa AES GENER ha desarrollado un proyecto de transmisión provisorio que permitirá aliviar en parte la problemática actual asociada a la transferencia máxima de potencia en el enlace Crucero Encuentro. Dicha modificación topológica está basada en la conexión de la Línea 220 kv Encuentro Cochrane abierta en el extremo Cochrane y conectada mediante un tap off al circuito N 1 de Línea 220 kv Angamos Laberinto, lo que a su vez se traduce en una línea de tres puntas Angamos Encuentro Laberinto. Esta topología permitirá inyectar mayor potencia en S/E Encuentro y por ende reducirá el flujo a través de la línea 220 kv Crucero Encuentro Circuito N 1 y 2. En gran medida, esta problemática se presenta por un incremento en la demanda de S/E 32 Falla en líneas de transmisión adyacentes a las de interés, asociadas a los consumos Chuquicamata y Calama. 33 Según documento D SDO 04 V01 Política de Operación: Restricciones de Seguridad en la Zona Centro. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 29 de 41

Encuentro, debido a los nuevos retiros asociados a las Mineras Ministro Hales y Sierra Gorda, las cuales representan un incremento conjunto de 180 MW en la demanda del sistema. Se espera que el proyecto indicado se encuentre en servicio en Noviembre de este año, permaneciendo conectado en la configuración descrita hasta Junio del año 2016, fecha en la cual se espera que la Línea 220 kv Crucero Encuentro se encuentre ampliada 34. Estas modificaciones y su impacto en el SING, serán abordadas y evaluadas en detalle en la actualización de la Política de Operación de la Zona Centro, Política de Operación: Restricciones de Seguridad en la Zona Centro, la cual será publicada previo a la energización de las instalaciones mencionadas y a establecer las nuevas condiciones operacionales. Respecto de las medidas operacionales que sugiere la política de operación vigente, se incorpora un grado de libertad adicional con el que contará el CDC en línea para aliviar las transferencias de potencia por la Línea 220 kv Crucero Encuentro, correspondiente al interruptor J11 ubicado en S/E Laberinto (Línea 220 kv Angamos Laberinto N 1). La apertura de dicho interruptor permitirá desviar un mayor monto de generación desde S/E Angamos a S/E Encuentro. Este cambio de estado asociado al interruptor es una medida que tiene mayor prioridad que la modificación de las consignas de potencia activa en las unidades generadoras, debido a que no origina un cambio en el despacho económico del SING. Independiente de la probabilidad que se presente el escenario anterior durante el horizonte de evaluación, la problemática anterior será subsanada una vez que pongan en servicio las obras de ampliación definidas en S/E Encuentro, de acuerdo a lo establecido en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, período 2013 2014 35. 4.4.2 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS En general las restricciones de esta zona son muy dependientes de la combinación de unidades de la Central Tocopilla en servicio, en particular si la unidad U16 se encuentra despachada o no. Por lo tanto es recomendable analizar las restricciones según las condiciones particulares del momento mediante la realización del respectivo ECP. a) Mantenimiento Línea 220 kv Central Tocopilla Crucero, circuito 6A o 7A En el caso de mantenimiento de un circuito de la línea en cuestión, se pueden producir problemas de estabilidad frente a la apertura del otro circuito de esta línea, situación que es dependiente del despacho de unidades en la Central Termoeléctrica Tocopilla. Para evitar lo anterior se debe considerar lo siguiente: Se debe restringir la generación en la barra de 220 kv de Central Termoeléctrica Tocopilla con el fin de que no se sobrecarguen los ATR 220/110/13.8 kv y los Booster 110/110 kv ante falla en el circuito de la Línea 220 kv Tocopilla Crucero que se encuentre en servicio. En caso que el EDAG de Tocopilla se encuentre deshabilitado se debe restringir la generación a un valor en torno a los 200 MVA dado que dicho valor corresponde a la capacidad conjunta del ATR 220/110 /13.8 kv N 1 y 2 (El Booster 110/110 kv N 1 y 2 tiene el mismo valor de capacidad). En caso que el EDAG de Tocopilla se encuentre habilitado, al valor de restricción anterior se suma la generación disponible en el EDAG (unidad U14 o U15). Adicionalmente, se debe analizar la alternativa de operar con los ATR's de interconexión entre las barras 220 kv y 110 kv de la Central abiertos en el lado de 220 kv, controlando que el flujo por el circuito en servicio de la Línea 220 kv Central Tocopilla Crucero no sea mayor a 330 MW. Las medidas anteriores corresponden a criterios generales de aplicación, sin embargo este escenario debe ser analizado a través de un ECP considerando los despachos específicos al momento de realizar la desconexión. En condiciones de pre falla, se debe controlar permanentemente el flujo por la Líneas 110 kv Central Tocopilla A N 1 y N 2, Línea 110 kv Central Tocopilla Central Diesel Tamaya N 3 y N 4, Línea 110 kv Central Diesel Tamaya Salar y Línea 110 kv Central Diesel Tamaya A no sea superior a 65 MW por línea. 34 Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2012 2013 aprobado mediante Resolución Exenta CNE N 310 de 2013. Plazos informados por Transelec Norte en Carta O N 067 de fecha 4 de Abril de 2014. 35 Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2013 2014 aprobado mediante Resolución Exenta CNE N 17 de 2014. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 30 de 41

Adicionalmente, dado el problema detectado de bajo amortiguamiento ante determinados despachos de la Central Termoeléctrica Tocopilla, se recomienda revisar la sensibilidad del nivel de amortiguamiento frente a las condiciones de operación presentes, y en caso de ser necesario limitar la generación en dicha Central. b) Mantenimiento Línea 220 kv Crucero Chuquicamata Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kv Crucero Salar, se presentarían bajas tensiones en la zona de Chuquicamata, y por lo tanto existiría una alta probabilidad de desprendimiento de carga en los consumos Chuquicamata y Calama. En caso que lo anterior no ocurriese, dependiendo de la demanda de los consumos de Chuquicamata y Calama, se pueden producir transferencias superiores a los 65 MW en las líneas de 110 kv que abastecen la zona, la que deberá ser controlada por el CDC disminuyendo la generación de Central Tocopilla. En caso de producirse una desconexión masiva de los consumos indicados anteriormente, ésta provocaría la actuación del EDAG por Sobrefrecuencia, controlando los efectos de la falla. c) Mantenimiento Línea 220 kv Crucero Salar Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kv Crucero Chuquicamata, se presentarían bajas tensiones en la zona de Chuquicamata, y por lo tanto existiría una alta probabilidad de desprendimiento de carga en los consumos Chuquicamata y Calama. En caso que lo anterior no ocurriese, dependiendo de la demanda de los consumos de Chuquicamata y Calama, se pueden producir transferencias superiores a los 65 MW en las líneas de 110 kv que abastecen la zona, la que deberá ser controlada por el CDC disminuyendo la generación de Central Tocopilla. En caso de producirse una desconexión masiva de los consumos indicados anteriormente, ésta provocaría la actuación del EDAG por Sobrefrecuencia, controlando los efectos de la falla. En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kv Salar Chuquicamata, y no haber suficiente generación eólica de la Central Valle de los Vientos, podría presentarse una tensión en S/E Salar 220 kv fuera de los estándares establecidos en la NT. En este caso, se debe cuidar la tensión en dicha barra mediante el aumento en la consigna de tensión de barras cercanas o bien mediante desconexión de consumos en la zona, lo que debe ser evaluado considerando las condiciones sistémicas del momento. d) Mantenimiento Línea 220 kv Salar Chuquicamata Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kv Crucero Salar, y no haber suficiente generación eólica de la Central Valle de los Vientos, podría presentarse una tensión en torno a los 0.94 pu en S/E Salar 220 kv, es decir en Estado de Alerta según el estándares establecido en la NT. Se debe cuidar la tensión en dicha barra mediante el aumento en la consigna de tensión de barras cercanas o bien mediante desconexión de consumos en la zona, lo que debe ser evaluado considerando las condiciones sistémicas del momento. e) Mantenimiento Línea 220 kv Crucero Encuentro circuito Nº1 o Nº2 De acuerdo a los escenarios analizados, la realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso sin Mantenimiento. Sin embargo, se deben evaluar mediante un ECP las condiciones de generación disponible, demanda de la Zona y Topología del Sistema al momento de realizar el mantenimiento, de manera de garantizar transferencias que no sobrecarguen el circuito de la Línea 220 kv Crucero Encuentro que permanezca en servicio. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 31 de 41

4.4.3 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA CENTRO a) Desconexión intempestiva de Transformadores. Para el caso de desconexión intempestiva de transformadores de subestaciones de retiros de la zona Centro, esto es, consumos abastecidos desde las subestaciones Ministro Hales, El Abra, Spence, Sierra Gorda, Radomiro Tomic y Chuquicamata, no se tienen efectos sistémicos relevantes. En el caso de una contingencia de un ATR en la subestación Tocopilla, es especial en el ATR de la unidad U16, se produce la desconexión de la unidad y, dependiendo de la generación de la unidad U16, la operación del esquema EDAC. b) Desconexión de secciones de Barra. Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra en la Zona Centro, se observan al desconectarse una sección de Barra Tocopilla 220 kv. En este caso, se produciría la pérdida de generación de las unidades de la Central Tocopilla conectadas a la sección de barra, esto es las unidades U16 y TG3 o la desconexión conjunta de las unidades U14 y U15, lo que dependiendo del nivel de generación de estas unidades, implica la operación de hasta el tercer escalón del esquema EDAC. En el caso de falla en una sección de Barra de Crucero 220 kv o Encuentro 220 kv, se produce la pérdida de los consumos abastecidos desde dichas secciones de barra (Minera El Abra, División Radomiro Tomic, Minera Ministro Hales o Spence según sea el caso), lo cual no tiene consecuencias sistémicas relevantes. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 32 de 41

5. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL 5.1 PLAN DE IMPLEMENTACIÓN DE RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES Las restricciones y/o recomendaciones indicadas en el presente Estudio tienen un carácter general y provienen de la experiencia práctica en la operación y diseño de sistemas eléctricos, basándose en alternativas genéricas de control orientadas a flexibilizar o incrementar la capacidad de transmisión tales como el control de la generación, la DMC, o la implementación y/o ajuste de DAC, DAG, etc. Para efectos de una implementación práctica de las restricciones y/o recomendaciones, a nivel de la programación u operación en tiempo real, se considera necesario realizar las siguientes actividades: a) Análisis de resultados y observaciones por parte de los Coordinados. Contempla un período en el cual los Coordinados puedan analizar los resultados del ERST, tanto en términos de los efectos detectados a partir del análisis de las contingencias como también de las restricciones y/o recomendaciones, y emitir observaciones orientadas a corregir, precisar o complementar dichos resultados. b) Revisión conjunta DO Coordinados de las restricciones y/o recomendaciones a implementar. Esta etapa contempla la definición de la alternativa más conveniente, en términos de la SyCS y operación económica del SING, considerando las alternativas propuestas por la DO y/o aquellas complementadas por los Coordinados. c) Análisis de detalle para efectos de implementación. Esta etapa tiene especial importancia en el caso de recomendaciones que involucren la implementación o ajuste de elementos de control, y contempla el análisis detallado de diseño, implementación práctica, efectos en la SyCS del SING, etc. d) Implementación definitiva de restricciones y/o recomendaciones. Corresponde a la actividad de implementación en terreno, pruebas y verificación de desempeño en tiempo real. 5.2 VERIFICACIÓN EN TIEMPO REAL El Artículo 6 32 de la NT indica que además de identificar las instalaciones sobre las que se deberán aplicar las restricciones en el Sistema de Transmisión se deberá verificar el cumplimiento de las restricciones en la operación en tiempo real. El cumplimiento de las restricciones del Sistema de Transmisión se verificará mediante el Sistema de Información de Tiempo Real (SITR). A partir de las políticas de operación que se establezcan para la programación y la operación en tiempo real, definidas en base a las recomendaciones establecidas en el presente Estudio, el CDC y los CC coordinarán y operarán, respectivamente, las instalaciones del SI. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 33 de 41

6. ANEXOS 6.1 ANEXO 1. DESPACHO, DEMANDA Y LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AFECTAS AL ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS SEGÚN TOPOLOGÍA 6.1.1 DESPACHO A continuación se presenta el despacho base utilizado en los análisis. El Caso 1 corresponde al caso base, el caso 2 corresponde a una sensibilidad sin incorporar la Central Atacama en el despacho y el caso 3 corresponde a una sensibilidad sin incorporar la unidad CTTAR. Unidad/Configuración Caso 1 Gen. Bruta [MW] Caso 2 Gen. Bruta [MW] Caso 3 Gen. Bruta [MW] ANG1 259 259 240 ANG2 258 245 238 CAVA 2.6 3 3 CHAP 10 10 10 CTA 157 157 157 CTH 158 158 158 CTM1 149 149 149 CTM2 154 154 154 CTM3 TG 0 142 110 CTM3 TV 0 84 60 CTTAR 140 140 0 NTO1 135 135 135 NTO2 135 135 135 PAM 17 17 17 TG1A 95 0 95 TG1B 95 0 95 TV1C 120 0 120 U12 80 80 80 U13 80 80 80 U14 122 122 122 U15 116 116 116 U16 230 300 240 Arica Solar 29 29 29 PAS2 6 6 6 PAS3 11 11 11 Valle de los Vientos 41 41 41 La Huayca 23 23 23 Total 2623 2596 2623 Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 34 de 41

6.1.2 DEMANDA A continuación se presentan las demandas consideradas en los análisis, de acuerdo a la representación de los consumos utilizada en la BD de Digsilent. Nombre Consumo Demanda [MW] C. Antucoya 33.93 Nombre Consumo C. ELECDA Calama Grecia/Latorr/Chorr Demanda [MW] Nombre Consumo Demanda [MW] 24 C. Lomas Bayas 42.81 C. Afta Inacesa La Negra (ELECDA) 6.21 C. ELECDA Mejillones GAG 3.56 C. Mantos Blancos 23.65 C. Afta La Negra 10.63 C. ELECDA Michilla 0.1 C. Mantos de la Luna 8.07 C. Afta. Desalant 16.3 C. ELECDA Sierra Gorda 0.2 C. Menores Chap/CAN CAN 1.45 C. Afta. Mall 4.77 C. ELECDA Tocopilla 4.66 C. Menores Dolores (Entel_etc) 0.8 C. Afta. SQM El Salar EA 3.07 C. ELIQSA Laguna 1.3 C. Michilla Lince 14.04 C. Aguas Blancas 0 C. El Abra 90.84 C. Min Hales Encuentro 70.01 C. Agunsa/Interacid/Collahuasi Puerto 3.3 C. El Peñon 19.73 C. MolyCop 8.00 C. Algorta 4.25 C. El Tesoro 28.98 C. Muelle 11.25 C. Alto Norte 41.76 C. Enaex 5.44 C. Nueva Victoria 8.11 C. Cerro Colorado 34.72 C. Enorchile Dolores 0.1 C. Parinacota Chinchorro 18.10 C. Chuquicamata ACL 0.7 C. Escondida 69 45.9 C. Parinacota Pukará 23.05 C. Chuquicamata Chamy 2.35 C. Escondida 13.8 91.8 C. Parinacota Quiani 8.72 C. Chuquicamata K1 17.93 C. Escondida Bombeo #1 2.22 C. Polpaico/Megapuerto/Molynor 2.87 C. Chuquicamata Km 6 83.74 C. Escondida Bombeo #2 2.2 C. Pozo Almonte Cosayach 23 1.71 C. Chuquicamata S/E 10 29.6 C. Escondida Bombeo #3 2.2 C. Pozo Almonte La Cascada 7.93 C. Chuquicamata S/E 10A 42.4 C. Escondida Bombeo #4 2.2 C. Pozo Almonte Pampino ELECDA 7.66 C. Chuquicamata S/E A 55.97 C. Escondida Desalinisadora 1.48 C. Punta de Lobos 1.61 C. Chuquicamata Salar 3.39 C. Escondida Laguna Seca 112.37 C. Sierra Gorda N 1 38.04 C. Chuquicamata Sopladores 18.28 C. Escondida Lixiviación 71.87 C. Sierra Gorda N 2 38.04 C. Chuquicamata UGs 0 C. Escondida OGP1 44.51 C. Sierra Gorda N 3 38.04 C. Collahuasi 177.13 C. Escondida OLAP 20.77 C. Quebrada Blanca 21.51 C. Cosayach Dolores 1.41 C. Escondida O'Higgins 21.07 C. Quiborax 0 C. Cóndores Alto Hospicio 15.01 C. Escondida Oxidos 46.21 C. Radomiro Tomic 96.52 C. Cóndores Dragón 20.59 C. Esmeralda Centro 52.9 C. SQM El Loa 27.09 C. Cóndores Pacífico Eliqsa 19.99 C. Esmeralda Portada 18.51 C. SQM La Cruz 2.56 C. Cóndores Palafitos Eliqsa 16.82 C. Esmeralda Sur 14.11 C. Sairecabur 2.25 C. Dolores Eliqsa 1.2 C. Esmeralda Uribe 2.98 C. Soquimich Minsal 31.18 C. EB1 Sierra Gorda 11.81 C. Esperanza 104.24 C. Spence 78.9 C. EB2 Sierra Gorda 11.81 C. GNL Mejillones 3.05 C. Spence Cerro Dominador 5.57 C. ELECDA Alim. Arauco y México 6.96 C. Gaby 64.06 C. Tamarugal Cosayach 4.26 C. ELECDA Baquedano 0.7 C. Guayaques 4.5 C. Tamarugal Eliqsa GAG 9.35 C. ELECDA Calama Balmaceda 13.07 C. Licancabur 4.5 C. Zaldívar 23 61.67 TOTAL [MW] 2352.3 Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 35 de 41

6.1.3 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AFECTAS AL ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS SEGÚN TOPOLOGÍA El ERST contempla el análisis de un conjunto de contingencias cuyas características generales en términos de naturaleza y tipo de despeje se encuentran definidas en la NT. Respecto de los elementos del SING para los cuales se analiza la ocurrencia de una contingencia, su definición ha considerado los siguientes aspectos: Sólo se analiza la ocurrencia de contingencias en líneas de transmisión con un nivel de tensión nominal superior a 23 kv 36. No se analiza la ocurrencia de contingencias en líneas de transmisión que conectan en forma radial unidades generadoras o consumos. A partir de lo expuesto previamente, el conjunto de líneas de transmisión para el cual se analizó la ocurrencia de contingencias, en función de las topologías consideradas, se indica en Anexo 4: Resultados obtenidos, agrupándose por zona. 36 Artículo 1 7 de la NT numeral 97). Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 36 de 41

6.2 ANEXO 2: CONSIDERACIONES GENERALES DE LA NT 6.2.1 CONTINGENCIAS En relación con las contingencias a considerar, el Artículo 6 31 de la NT indica que las restricciones del Sistema de Transmisión se deben determinar para diversos estados del sistema, considerando las contingencias que se establecen en el Capítulo Nº 5 de la NT, Artículo 5 37. La siguiente Tabla muestra un resumen del tipo de contingencias de interés, el estado a partir del cual debe considerarse su ocurrencia y el objetivo de su análisis, según se establece en la NT. Estado de Operación Tipo de Contingencia Severidad Objetivo Estado Normal Contingencia Simple 1, 2, 3, 4, 5, 8 y 9 Verificar condiciones postcontingencia acordes con estándares del Estado Normal. Selección práctica de contingencias a analizar Para seleccionar las contingencias a analizar en el Estado Normal se consideró lo siguiente: En el análisis no se consideran contingencias de severidad 1, dado que el único condensador serie del SING se encuentra en la Línea 345 kv Salta Andes y sus características de operación, de acuerdo a lo informado por AES Gener 37, consideran que en caso de ocurrir una falla en dicho equipo la transmisión de potencia sería desviada mediante by pass trifásico. Esta operación deja al compensador fuera de servicio sin interrumpir la transmisión de potencia proveniente de la Central Salta, por lo que se prevé no producirá restricciones en el Sistema de Transmisión. No se analizan las contingencias de severidad 2, dado que este tipo de falla corresponde a un cortocircuito monofásico con reconexión exitosa, hecho que no debiera provocar restricciones en el Sistema de Transmisión. Las contingencias de severidad 3, que corresponden a fallas en líneas de simple circuito, sin redundancia de vínculo, no fueron analizadas considerando que el análisis de sus efectos y de los medios de control asociados deberían estar contemplados en los respectivos estudios de EDAC y/o EDAG. Las contingencias se analizaron considerando un conjunto de líneas seleccionadas sobre la base de la experiencia acumulada en la operación y comportamiento del sistema, según se describe en la sección 3.3 y considerando su ocurrencia en Estado Normal. No se analizan las contingencias de severidad 5, dado que fueron analizadas en el Estudio de EDAC, en el caso de desconexión de unidades generadoras, y en el Estudio de EDAG por sobrefrecuencia, en el caso de desconexión de consumos. 6.2.2 EFECTOS DE INTERÉS El Artículo 6 29 de la NT establece que las restricciones del Sistema de Transmisión corresponderán a la potencia máxima que se puede transmitir por las líneas de transmisión tal que, frente a las contingencias en análisis, se verifique a lo menos que: a) Las unidades generadoras no pierden el sincronismo, pudiendo alcanzar una condición de operación estable con posterioridad a la falla, verificando la condición de estabilidad angular. b) El Control de Tensión durante y después del período transitorio asociado a la falla es adecuado y no hay riesgo de colapso de tensión, verificando la condición de estabilidad de tensión. 37 Fax de AES Gener CDEC SING N 037/2006 del 28 de noviembre de 2006. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 37 de 41

c) No hay riesgo de inestabilidad de frecuencia, fundamentalmente en aquellas situaciones en que se activa la operación del EDAC o EDAG (o ERAG) por subfrecuencia o sobrefrecuencia, respectivamente. d) El cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT, en lo referente a: o Recuperación dinámica y Control de Tensión. o Recuperación dinámica y Control de Frecuencia. o Niveles mínimos de amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas. A partir de lo establecido en la NT, el ERST se concentra en la detección de las condiciones de operación resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual se analiza el comportamiento estático y dinámico del SING considerando: a) Capacidad de transmisión En el Estudio, la capacidad de transmisión se verificará a través de la comparación de la potencia transferida, pre y post contingencia, con respecto a los valores de capacidad transitoria y/o permanente, según corresponda, de líneas de transmisión, transformadores de poder y/o transformadores de corriente (TT/CC). b) Estabilidad de tensión En el Estudio, la estabilidad de tensión se verificará a través de la detección de condiciones proclives a inestabilidad y/o la comparación cuantitativa de los valores de tensión obtenidos del análisis con los estándares establecidos en la NT para el comportamiento dinámico y las condiciones de régimen en los distintos estados de operación. Al respecto, la NT especifica lo siguiente: Estándar de generación y transmisión Magnitud de la tensión en barras del sistema: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en los Artículos 5 24 y 5 28 de la NT, y para el Estado de Emergencia según lo indicado en el Artículo 5 52 de la NT. Magnitud de la tensión en barras de las unidades generadoras y límite de generación de reactivos: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en los Artículos 5 26, 5 27 y 5 29 de la NT, y para el Estado de Emergencia según lo indicado en el Artículo 5 54 de la NT. Estándar de recuperación dinámica Para el Estado Normal y el Estado de Alerta: Magnitud de la tensión en barras del sistema: se debe cumplir lo establecido en el Artículo 5 39 de la NT en relación al valor mínimo y tiempo en que éste se mantiene, así como el valor final de convergencia y la banda de tolerancia. c) Estabilidad en Frecuencia El Estudio no contempla el análisis del desempeño y la estabilidad del SING en términos del comportamiento de la frecuencia, pues se considera ello corresponde a aspectos propios de los Estudios de EDAC y/o EDAG. Respecto de la estabilidad en frecuencia, la NT especifica lo siguiente: Estándar de generación y transmisión Rango de frecuencia: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en el Artículo 5 30 de la NT. Estándar de recuperación dinámica Para el Estado Normal y el Estado de Alerta: Frecuencia: se debe cumplir el valor mínimo de la frecuencia en las instalaciones del sistema de transmisión indicado en el Artículo 5 40 de la NT. Además, el tiempo en que la frecuencia puede permanecer fuera de la banda de operación en régimen permanente debe cumplir lo establecido en el Artículo 5 42 de la NT. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 38 de 41

d) Amortiguamiento En el Estudio la estabilidad oscilatoria se verificará a través de la comparación cualitativa del amortiguamiento asociado con los modos de oscilación electromecánicos, clasificando el amortiguamiento en: bueno, regular, malo y subamortiguado. Al respecto, la NT especifica lo siguiente: Estándar de recuperación dinámica Para el Estado Normal y el Estado de Alerta: Factor de amortiguación: luego de ocurrida una contingencia simple, el factor de amortiguación de las oscilaciones de potencia activa medido en la línea que transporta mayor potencia y que está más cercana a la ocurrencia de la contingencia deberá ser mínimo 5%, según lo establece el Artículo 5 43 de la NT. Márgenes de estabilidad y seguridad Margen de estabilidad oscilatorio: el factor de amortiguación de oscilaciones electromecánicas en régimen permanente de pequeña señal debe tener un valor mínimo, según el estado del sistema y los elementos serie indisponibles, de acuerdo a lo establecido para el Estado Normal y el Estado de Alerta en el Artículo 5 49 de la NT. e) Estabilidad Angular Transitoria En el Estudio la estabilidad angular transitoria se verificará a través de la detección de inestabilidades y/o excursiones angulares que cualitativamente reflejen bajo margen de estabilidad. Respecto de eventuales activaciones de protecciones por pérdida de sincronismo, se considera que en ausencia de inestabilidades ellos no deberían presentarse; y de ocurrir, los respectivos ajustes deberían ser modificados en forma coherentes con el comportamiento dinámico del SING. Con respecto a las consideraciones establecidas en la NT, se especifica lo siguiente: Estándar de recuperación dinámica Para el Estado de Emergencia: Frente a una contingencia simple, el SING debe mantenerse transitoriamente estable, alcanzando al final del transitorio de falla, los estándares de transmisión y generación establecidos para el Estado de Emergencia en el Título 5 8 de la NT. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 39 de 41

6.3 ANEXO 3. ESQUEMA DE APLICACIÓN PRÁCTICA A partir de lo expuesto en las secciones 6.2.1 Contingencias y 6.2.2 Efectos de Interés, el análisis de las contingencias según estado de operación, los estándares de SyCS a verificar y el nivel de implementación de las restricciones y/o recomendaciones, según corresponda, consideran el esquema de aplicación práctica que se indica en la Figura N 1. ESTADO NORMAL No se establecen recomendaciones NO Contingencia Simple Estándares fuera NT? Sev. 1,2,3 > E. ALERTA Sev. 4,5,8,9 > E. EMERGENCIA SI SI Restricciones o recomendaciones a nivel programación NO Evolución Sistema en Contingencia Análisis efectos de Contingencias y conclusión de recomendaciones Figura N 1. Esquema de aplicación práctica Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 40 de 41

6.4 ANEXO 4: RESULTADOS OBTENIDOS Los resultados obtenidos consideran los siguientes supuestos generales: Las demandas están en sus niveles normales. EDAC por Subfrecuencia vigente (673 MW). EDAG por Sobrefrecuencia vigente. No se consideran mantenimientos simultáneos de líneas. El detalle de los resultados obtenidos se presenta en los archivos 2014.10.30 Resultados ERST.xls Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 Pág. 41 de 41