Estudios de Conexión para Central SDGx05 - Los Loros

Estudios de Conexión para Central SDGx05 - Los Loros Estudio de Impacto Sistémico Estático 10 de Marzo de 2016 Preparado para:

VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A. Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios 1 15/12/2015 FBR ALE PMD - 2 21/12/2015 FBR ALE PMD 3 19/01/2016 FBR CSG PMD 4 02/03/2016 FBR CSG PMD 0 10/03/2016 FBR CSG PMD Línea Tap Copayapu Cardones 110 kv fuera de servicio. Operación N/A interruptor 52H2 SE Copiapó Se actualizan capacidades de líneas y Figura 2-2. Se modifica la Figura 2-3. Marzo 2016 1 1

ÍNDICE 1 Introducción 3 1.1 Estudio de impacto sistémico estático 3 2 Antecedentes 4 2.1 Descripción del sistema en estudio 4 2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes 6 2.2.1 Líneas de transmisión 7 2.2.2 Transformadores existentes en el SIC 8 2.2.3 Unidades generadoras 9 2.3 Central SDGx05 - Los Loros 9 2.3.1 Inversores de la central SDGx05 - Los Loros 10 2.3.2 Transformadores de la central SDGx05- Los Loros 10 2.3.3 Línea de interconexión a subestación Los Loros 11 2.4 Proyectos de generación futuros 12 2.5 Demanda 12 3 Criterios y escenarios de evaluación 13 3.1 Criterios normativos 13 3.1.1 Niveles de tensión dentro de banda normativa 13 3.1.2 Suficiencia de capacidad de instalaciones de transmisión 14 3.2 Escenarios de Despacho 14 3.2.1 Contingencias 15 4 Impacto sistémico de régimen permanente 16 4.1 Resultados de flujos de potencia para demanda alta 16 4.1.1 Nivel de carga 16 4.1.2 Tensión en barras 18 4.2 Resultados de flujos de potencia para demanda baja 19 4.2.1 Nivel de carga 19 4.2.2 Tensión en barras 21 5 Requerimiento de Reactivos 23 5.1 Supuestos 23 5.2 Resultados 24 6 Conclusiones 25 Marzo 2016 2 2

1 Introducción La empresa Isotron Chile SA, en adelante Isotron o el cliente, está desarrollando el EPC para el proyecto de generación fotovoltaica SDGx05 Los Loros para la empresa SolaireDirect. Este proyecto estará ubicado a unos 50 km al sur de Copiapó y se conectará al Sistema Interconectado Central (SIC), en la barra Los Loros 110 kv, propiedad de TRANSNET S.A. La central fotovoltaica contará con una capacidad de generación máxima estimada de 46 MW y se espera la entrada en servicio del proyecto para el primer trimestre del 2016. Para obtener la aprobación de la conexión por parte del CDEC-SIC se debe dar cumplimiento a los requerimientos técnicos establecidos en las cartas DO N 0789-2013 y DO N 0851-2013 del 2013, y su complemento y actualización DO N 0529-2015 del 2015. En lo que respecta a estudios de conexión, dichos requerimientos son el desarrollo con alcance actualizado de: Estudio de cortocircuitos y verificación de capacidad de ruptura Estudio de impacto estático Estudio de impacto dinámico Estudio de desbalance de tensiones Estudio de coordinación de protecciones El estudio llevado a cabo en esta oportunidad, corresponde a la operación de régimen permanente en la red tras la conexión de la central, específicamente se centra en la verificación de los estándares y límites operacionales determinados por la normativa vigente, a saber la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS). 1.1 Estudio de impacto sistémico estático El presente informe corresponde al estudio Estudio de impacto sistémico estático", cuyos objetivos principales son los siguientes: i. Evaluar la suficiencia de capacidad de las instalaciones existentes en la subestación Los Loros e instalaciones asociadas para evacuar durante la operación normal y en postcontingencia la generación de la central Los Loros. ii. Evaluar el impacto sobre la tensión en barras que produce la conexión y operación de la central en régimen normal y de postcontingencia. iii. Analizar el requerimiento de potencia reactiva de la central Los Loros. Marzo 2016 3 3

2 Antecedentes Todos los cálculos se realizan considerando el sistema eléctrico del SIC con la última actualización de la base de datos DigSILENT del CDEC-SIC, junto a la actualización de las instalaciones de generación y demanda en el norte del SIC al momento de la entrada en operación del proyecto Los Loros. 2.1 Descripción del sistema en estudio El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las subestaciones Paposo 220 kv y Quillota 220 kv. Se modela explícitamente la central Los Loros, que entrará en servicio para el primer trimestre de 2016. En la Figura 2-1 se ilustran las redes y la topología del sistema en estudio, que incluye proyectos de generación futura (destacados en rojo), junto a la central Los Loros, y las unidades generadoras existentes más relevantes para los fines que persigue el presente estudio. Marzo 2016 4 4

Conejo (Fase I) 108 MW SE Taltal 110 kv Taltal Solar 30 MW Central Taltal CC 120 MW c/u Javiera 70 MW SVC plus Diego de Almagro 2X50 MVA c/u SVC plus SE Paposo 220 kv Central Fotovoltaico Lalackama 55 MW Parque Eólico Taltal 99MW Diego de Almagro 30 MW SE Emelda 110 kv Sol de Atacama Etapa I 50,4 MW Guanaco Solar 50 MW Sol de los Andes Etapa I 50,4 MW Chaka 40 MW Diego de Almagro 1 100,8 MW Circuito #1 Circuito #2 Central Fotovoltaico Pampa Solar Norte 90,6 MW SE Diego de Almagro 110 kv Diego de Almagro 2 50 MW SE Salvador 110 kv SE Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto Fase I 77,5 MW Carrera Pinto 97 MW SE Carrera Pinto 220 kv SDGx06 Carrera Pinto 48 MW Luz del Norte 141 MW SE Cerro Negro Norte 220 kv Salvador 70 MW SE San Andres 220 kv SE Cardones 220 kv San Andres 50 MW Llano de Llampos 100 MW Genpac 13.7 MW SDGx5 Los Loros 50 MW Valleland II Spa 34 MW L1 L2 L3 SE Los Loros 110 kv Central Guacolda ~ 150 MW c/u SE Cardones 110 kv SE Cerrillos 110 kv Vallesolar 70 MW SE Guacolda 220 kv SE Maitencillo 110 kv L2 L1 SE Maitencillo 220 kv Abasol 61.5 MW Denersol III 30 MW Canto del Agua 21 MW Divisadero Fase I 65 MW L2 SE Punta Colorada 220 kv L1 CER Pan de Azúcar 2X40 MVAr c/u CER SE El Peñon 110 kv Lagunilla El Olivo 40 MW Parque Eólico Punta Colorada 20 MW SE Pan de Azúcar 110 kv L2 L1 SE Pan de Azúcar 220 kv Parque Eólico El Arrayan 115 MW Don Goyo Parque Eólico Los Cururos 114 MW Parque Eólico Canela 2 59.4 MW La Cebada Parque Eólico Talinay 90 MW Parque Eólico Monte Redondo 48 MW SE Las Palmas 220 kv El Salitral 20 MW SE Combarbalá 66 kv Parque Eólico Parque Eólico Parque Eólico Punta Sierra Punto Palmeras Canela 76,8 MW 45 MW 18.15 MW SE Illapel 110 kv SE Choapa 110 kv SE Los Vilos 220 kv SE Nogales 220 kv 220 kv 110 kv <110 kv SIC Sur SE Quillota 220 kv Figura 2-1: Diagrama unilineal del sistema eléctrico en estudio. Marzo 2016 5 5

Entre las unidades generadoras convencionales existentes en el sistema, relevantes para el estudio, se encuentran las cuatro unidades termoeléctricas de la Central Guacolda de 150 MW cada una, conectadas a la S/E Guacolda y las dos unidades termoeléctricas de Taltal 120 MW conectadas a la S/E Paposo. Además, se muestran los parques eólicos y solares que actualmente se encuentran en operación en la zona Norte del SIC. La central Los Loros (SDGx05) evacuará su generación al SIC por medio de una conexión directa a la subestación Los Loros 110 kv existente, de propiedad de Transnet. 2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes En la modelación efectuada en los estudios se han utilizado los siguientes antecedentes: i. Información relativa a las características propias de las instalaciones de la central SDGx05-Los Loros, sus transformadores elevadores, inversores y línea de interconexión a subestación Los Loros. ii. Base de datos DIgSILENT del SIC actualizada por el CDEC-SIC. iii. Información disponible en el sitio web del CDEC-SIC en base a la cual se complementaron los antecedentes ya indicados. iv. Información del nuevo proyecto de SubTx de Transnet: subestación Galleguillos y las líneas Copayapu Copiapó 110 kv, Copayapu Galleguillos 220 kv (Energizada en 110 kv) y Copayapu Cardones 220 kv (Energizada en 110 kv). El sistema de 110 kv en estudio se detalla en la Figura 2-2. Figura 2-2: Sistema de 110 kv en zona de S/E Cardones. Debido a la entrada en servicio de la línea Copayapu Galleguillos 220 kv (energizada en 110 kv), el interruptor 52H2 de la SE Copiapó, que une la SE Hernán Fuentes con la SE Copiapó, opera normalmente abierto. Con esto, la SE Copiapó será alimentada desde SE Cardones y la SE Hernán Fuentes será alimentada desde la SE Galleguillos. Marzo 2016 6 6

2.2.1 Líneas de transmisión Las características de las líneas de 220 kv existentes entre la subestación Paposo y Quillota, son obtenidas a partir de la información técnica disponible en el sitio web del CDEC-SIC y de la base de datos del SIC en DigSILENT. Los parámetros de las líneas son presentados en la Tabla 2-1. Tabla 2-1: Parámetros de las líneas de transmisión entre las subestaciones Paposo y Nogales. Nombre Largo [km] Resistencia (R1) [Ohm/km] Reactancia (X1) [Ohm/km] Susceptancia (B1) [us/km] Capacidad Nominal [A] Paposo - Diego de Almagro 220 kv L1 185,0 0,049 0,400 2,882 748 Paposo - Diego de Almagro 220 kv L2 185,0 0,049 0,400 2,882 748 Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kv 72,2 0,100 0,393 2,827 518 Cardones - Carrera Pinto 220 kv 75,3 0,100 0,398 2,794 518 Maitencillo - Cardones 220kV L1 132,7 0,100 0,398 2,794 518 Maitencillo - Cardones 220kV L2 132,6 0,100 0,398 2,794 762 Maitencillo - Cardones 220kV L3 132,6 0,100 0,398 2,794 762 Punta Colorada - Maitencillo 220kV L1 109,2 0,098 0,391 2,842 518 Punta Colorada - Maitencillo 220kV L2 109,2 0,098 0,391 2,842 518 Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L1 88,0 0,098 0,391 2,842 518 Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L2 88,0 0,098 0,391 2,842 518 Pan de Azucar - Las Palmas L1 154,2 0,091 0,406 2,860 587 Pan de Azucar - Las Palmas L2 154,2 0,091 0,406 2,860 587 Los Vilos - Las Palmas L1 74,4 0,091 0,406 2,860 587 Los Vilos - Las Palmas L2 74,4 0,091 0,406 2,860 587 Nogales - Los Vilos 220 kv L1 97,1 0,099 0,394 2,811 587 Nogales - Los Vilos 220 kv L2 97,1 0,099 0,394 2,811 587 Quillota - Nogales 220 kv L1 27,0 0,099 0,394 2,811 587 Quillota - Nogales 220 kv L2 27,0 0,099 0,394 2,811 587 Adicionalmente, en la Tabla 2-2 se presentan las características de las líneas de 110 kv aledañas al proyecto SDGx05. Tabla 2-2: Parámetros líneas de transmisión de 110 kv relevantes para el estudio Nombre Largo [km] Resistencia (R1) [Ohm/km] Reactancia (X1) [Ohm/km] Susceptancia Capacidad (B1) Nominal [A] [us/km] Los Loros - Cerrillos 110 kv 32,0 0,268 0,435 2,722 325 Cerrillos - Copayapu 110 kv 18,9 0,268 0,435 2,722 325 Copayapu - Tierra Amarilla 110 kv 16,0 0,268 0,435 2,722 325 Copayapu - Cardones 220 kv (Energizada en 110 kv) 1,0 0,083 0,417 2,767 752 Copayapu - Galleguillos 220 kv (Energizada en 110 kv) 32,0 0,083 0,417 2,764 752 Cardones - Copiapó 110 kv 13,1 0,299 0,454 2,201 279 Marzo 2016 7 7

2.2.2 Transformadores existentes en el SIC Los transformadores presentados en la Tabla 2-3 siguiente fueron modelados explícitamente en la base de datos DIgSILENT del SIC, basados en información entregada por Transnet. Tabla 2-3: Transformadores modelados explícitamente Parámetro Subestación Los Loros Cerrillos Tierra Amarilla Copiapó Unidad Potencia Nominal 12 ONAN 25 ONAN 10 ONAN 10 ONAN 15 ONAN 16 ONAN 20 ONAF2 30 ONAF 12 ONAF 16.6 ONAF2 24 ONAF2 25 ONAF2 [MVA] Tensión Nominal Primaria 110 110 110 110 110 110 [kv] Tensión Nominal Secundaria 23 23 23 23 13,8 13,8 [kv] Tensión de c.c. Sec. Pos 9.8 ONAN 9.24 ONAN 7.48 ONAN 8.84 ONAN 8.8 ONAN 8.25 ONAN [%] Impedancia Sec. Cero 9.8 ONAN 9.3 ONAN 7.43 ONAN 8.81 ONAN 8.8 ONAN 8.5 ONAN [%] Grupo Conexión Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 - Cambiador de Taps 110 kv ± 9 x 1.33% 110 kv ± 10 x 1% 110 kv ± 2 x 2.5% 110 kv ± 2 x 2.5% 110 kv ± 9 x 1.3% 110 kv ± 10 x 1.2% - Pérdidas bajo Carga (en el Cobre) 57,6 80,8 43,6 44,5 62,4 58,8 [kw] Pérdidas sin Carga (en el Hierro) 17 27,8 13,26 12 17,6 19,7 [kw] En la Tabla 2-4 se muestran los parámetros eléctricos de los transformadores 220/110 kv en subestación Cardones. Tabla 2-4: Transformadores 220/110 kv en subestación Cardones Transformador Cardones 220/110/13,8 kv Parámetro T1 T2 T3 Potencia Nominal (Pri - Sec - Ter) 75-75 - 12 [MVA] 75-75 - 12 [MVA] 60-60 -60 [MVA] Tensión Nominal Primaria 220 [kv] 220 [kv] 220 [kv] Tensión Nominal Secundaria 115 [kv] 115 [kv] 115 [kv] Tensión Nominal Terciaria 13,8 [kv] 13,8 [kv] 13,8 [kv] Tensión de c.c. Sec. Pos (Pri - Sec) 13,18 [%] a 75 [MVA] 14,14 [%] a 75 [MVA] 14,31 [%] a 75 [MVA] Tensión de c.c. Sec. Pos (Sec - Ter) 3,29 [%] a 12 [MVA] 3,3 [%] a 12 [MVA] 3,37 [%] a 12 [MVA] Tensión de c.c. Sec. Pos (Ter - Pri) 6,04 [%] a 12 [MVA] 6,24 [%] a 12 [MVA] 6,33 [%] a 12 [MVA] Impedancia Sec. Cero (Pri - Sec) 13,01 [%] a 75 [MVA] 13,01 [%] a 75 [MVA] 12,49 [%] a 75 [MVA] Impedancia Sec. Cero (Sec - Ter) 3,23 [%] a 12 [MVA] 3,23 [%] a 12 [MVA] 3,15 [%] a 12 [MVA] Impedancia Sec. Cero (Ter - Pri) 5,36 [%] a 12 [MVA] 5,36 [%] a 12 [MVA] 5,32 [%] a 12 [MVA] Grupo Conexión YN0yn0d1 YN0yn0d1 YN0yn0d1 En la barra 13,8 kv del transformador T1 Cardones 220/110/13,8 kv se encuentran instalados dos bancos de condensadores de 5,4 MVAr cada uno. Marzo 2016 8 8

2.2.3 Unidades generadoras Las características de las unidades generadoras convencionales de la zona norte del SIC que son relevantes para el presente estudio, se muestran en la Tabla 2-5. Tabla 2-5: Características de las centrales convencionales del norte del SIC Nombre Central Número de la unidad Tipo de unidades Potencia Bruta [MW] Potencia Neta Efectiva [MW] Potencia Mínima Técnica [MW] Taltal 1 Térmica 120 119,8 75 (Diesel) 65 (GNL) Taltal 2 Térmica 120 119,8 75 (Diesel) 65 (GNL) Guacolda 1 Térmica 153 143,8 75 Guacolda 2 Térmica 153 143,8 75 Guacolda 3 Térmica 152 137,0 75 Guacolda 4 Térmica 152 139,0 75 2.3 Central SDGx05 - Los Loros La central Los Loros está compuesta por dos transformadores elevadores con razón 110/23 kv y una potencia nominal de 30 MVA. Cada transformador elevador define una zona de generación compuesta por 3 y 2 alimentadores respectivamente. Cada alimentador está compuesto por 4 o 5 transformadores tridevanados con razón 23/0,4/0,4 kv y una potencia de 2,2 MVA conectados en paralelo. En el lado BT de todos los transformadores tridevanados se conecta un inversor de 1 MVA. En la Figura 2-3, se muestra un diagrama completo de la central Los Loros. Marzo 2016 9 9

Figura 2-3: Diagrama de la central Los Loros. 2.3.1 Inversores de la central SDGx05 - Los Loros La central Los Loros cuenta con 46 inversores según lo presentado en la Figura 2-3. Estos inversores convierten la corriente directa desde los paneles fotovoltaicos en corriente alterna de 0,4 kv. Las características relevantes de estos equipos se presentan en la Tabla 2-6. Tabla 2-6: Características de los inversores de central SDGx05 - Los Loros Parámetro Modelo Potencia Nominal Potencia Máxima Voltaje Salida Frecuencia Nominal Descripción PVS800-57-1000kW-C 1,0 [MVA] 1,2 [MVA] 0,4 [kv] 50/60 [Hz] 2.3.2 Transformadores de la central SDGx05- Los Loros La central Los Loros cuenta con dos transformadores elevadores 110/23 kv de 30 MVA y 23 transformadores tridevanados con razón 23/0,4/0,4 kv de 2,2 MVA cada uno, que aumentan el voltaje de salida de los inversores. Las características de los transformadores tridevanados se muestran en la Tabla 2-7 y los transformadores elevadores en la Tabla 2-8. Marzo 2016 10 10

Tabla 2-7: Características de los transformadores tridevanados Parámetro Transf. 23/0,4/0,4 SDGx05 - Los Loros Marca Schneider Potencia Nominal (Pri - Sec - Ter) 2,2-1,1-1,1 [MVA] Tensión Nominal Primaria 23 [kv] Tensión Nominal Secundaria 0,4 [kv] Tensión Nominal Terciaria 0,4 [kv] Tensión de c.c. Sec. Pos (Pri - Sec) 6 [%] Tensión de c.c. Sec. Pos (Sec - Ter) 12 [%] Tensión de c.c. Sec. Pos (Ter - Pri) 6 [%] Grupo Conexión Dyn11yn11 Cambiador de Taps 23 kv ± 5 x 2,5% Pérdidas bajo Carga (en el Cobre) 20 [kw] Pérdidas sin Carga (en el Hierro) 2,3 [kw] Tabla 2-8: Características de los transformadores elevadores Parámetro Descripción Marca Rhona Potencia Nominal 25 [MVA] ONAN 30 [MVA] ONAF Tensión Nominal Primaria 110 [kv] Tensión Nominal Secundaria 23 [kv] Tensión de c.c. Sec. Pos 10 [%] a 30 MVA Pérdidas bajo Carga (en el Cobre) 104 [kw] Pérdidas sin Carga (en el Hierro) 26 [kw] Corriente sin Carga 0,5% Grupo Conexión YNd1 Cambiador de Taps 110 kv ± 8 x 1,25% 2.3.3 Línea de interconexión a subestación Los Loros Para la conexión de la central Los Loros a las instalaciones del SIC se contempla el desarrollo de una línea de aproximadamente 6,8 km hasta subestación Los Loros. Las características se muestran en la Tabla 2-9. Tabla 2-9: Características de la línea entre la central SDGx5 Los Loros y subestación Los Loros Parámetro Descripción Tensión Nominal 110 [kv] Conductor AAAC Cairo Largo 6,753 [km] Capacidad Nominal 0,588 [ka] Resistencia de secuencia positiva 0,1428 [ohm/km] Reactancia de secuencia positiva 0,4269 [ohm/km] Resistencia de secuencia cero 0,3849 [ohm/km] Reactancia de secuencia cero 1,1240 [ohm/km] Susceptancia 2,6947 [µs/km] Marzo 2016 11 11

2.4 Proyectos de generación futuros De acuerdo con lo indicado en el informe de Catastro de Nuevos Proyectos emitido por el CDEC-SIC en su página web, los nuevos proyectos de generación en el norte del SIC considerados para el estudio se indican en la Tabla 2-10, y en la Figura 2-1. Tabla 2-10: Proyectos de generación futuros considerados en el estudio. Nombre del proyecto Tecnología Potencia Fecha Estimada de Instalada Total Entrada en Operación [MW] Taltal Solar PFV 30 mar-16 Proyecto Solar Conejo (Fase 1) PFV 108 jun-15 Pampa Solar Norte PFV 90,6 oct-15 Planta Solar Fotovoltaica PV Salvador PFV 70,2 En Pruebas Sol de Atacama Etapa I PFV 50,4 ene-16 Genpac Solar I PFV 13,68 dic-15 Parque Fotovoltaico Luz del Norte PFV 141 sep-15 / nov-16 Parque Solar Carrera Pinto (Fase I) PFV 77,5 jul-15 Carrera Pinto PFV 97 dic-15 SDGx06 - Carrera Pinto PFV 48 dic-15 Central Solar Chaka PFV 40 sep-15 Sol de los Andes Etapa I PFV 50,4 ene-16 Diego de Almagro Solar 2 PFV 50 dic-15 Guanaco Solar PFV 50 mar-16 Unidad 5 Central Guacolda Termoeléctrica 152 oct-15 Valleland II PFV 33,57 ene-16 Vallesolar PFV 70 ene-16 Divisadero Fase 1 PFV 65 mar-16 Abasol PFV 61,5 mar-16 Canto del Agua PFV 21 sep-15 Denersol III PFV 30 sep-15 Planta Solar Fotovoltaica El Salitral PFV 20 jul-15 Parque Fotovoltaica Lagunilla - El Olivo PFV 40 dic-15 Punta Sierra PE 76,8 dic-15 2.5 Demanda En la Tabla 2-11 se muestra la demanda local en el sistema de transmisión de 110 kv donde será conectada la central SDGx5 Los Loros y el resto del norte del SIC (Entre Paposo y Quillota). Tabla 2-11: Escenarios de Demanda Subestación Demanda Alta Demanda Baja P [MW] Q [MVAr] P [MW] Q [MVAr] Copiapó 24,999 4,188 6,848 2,796 Hernán Fuentes 8,252 2,807 0,421 0,319 Impulsión 0,023 0,002 0,000 0,000 Caldera 4,713 0,060 0,564 0,064 Tierra Amarilla 17,958 2,692 0,850 0,549 Plantas 10,164-3,157 2,621 0,290 Kozan 8,068 1,920 7,902 2,186 Cerrillos 21,640 3,689 0,554 0,018 Los Loros 7,943 1,175 0,466 0,048 Resto del SIC Norte 900,345 219,299 848,728 205,928 Total SIC Norte 1004,105 232,675 868,954 212,198 Marzo 2016 12 12

3 Criterios y escenarios de evaluación 3.1 Criterios normativos Para verificar y validar técnicamente la conexión del proyecto Los Loros se verificarán los estándares y límites operacionales determinados por la normativa vigente, a saber la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS). 3.1.1 Niveles de tensión dentro de banda normativa La NTSyCS establece tres estados de operación del sistema: normal, alerta y emergencia. Para distintos rangos de tensiones nominales, la norma define las bandas admisibles en las barras del sistema, en función de los estados de operación. En los artículos 5-23, 5-27 y 5-51 se definen los límites de tensión aceptados, los cuales se resumen en la Tabla 3-1. Tabla 3-1: Magnitudes de tensión en p.u. establecidos por la NTSyCS según estado de operación Estado de operación / Nivel de tensión V < 200 kv 200 kv V < 500 kv V 500 kv Estado Normal 0,93-1,07 0,95-1,05 0,97-1,03 Estado de Alerta 0,9-1,1 0,93-1,07 0,95-1,05 Estado de Emergencia 0,9-1,1 0,9-1,1 0,93-1,05 En el Decreto Supremo 327 o Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, el artículo 237 letra a) define lo siguiente: Se entiende por simple contingencia, o "n-1", que ante la falla de un elemento del sistema de transmisión no se exceda las capacidades máximas de las instalaciones y que los voltajes permanezcan dentro de los rangos permitidos, bajo la hipótesis de que el resto del sistema no presenta fallas intempestivas, salvo aquellas que sean consecuencia directa de la falla del tramo mencionado. Para estos efectos, la condición normal de operación del resto del sistema debe considerar que partes de él puedan estar en mantenimiento conforme a los programas correspondientes Por otra parte, la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) define el criterio N-1 como: Criterio N-1: Criterio de seguridad utilizado en la planificación del desarrollo y operación del SI que garantiza que, ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI provocando la salida en cascada de otros componentes debido a sobrecargas inadmisibles, o a pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión. Así mismo, la NTSyCS establece en el artículo 5-27 que tras la ocurrencia de una contingencia simple, la tensión en barras no deberá establecerse fuera de los márgenes permitidos para Estado de Alerta. De acuerdo con el artículo 5-27 para líneas de 220 kv esto se traduce en que la tensión de postcontingencia para cada barra del sistema de transmisión no supere los márgenes de ±7% respecto de la tensión. En forma análoga que para líneas de 110 kv que la tensión de postcontingencia para cada barra del sistema de transmisión no supere los márgenes de ±10% respecto de la tensión nominal. Marzo 2016 13 13

3.1.2 Suficiencia de capacidad de instalaciones de transmisión El artículo 5-30 de la NTSyCS indica: La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del ST a partir del: a) Límite Térmico (Artículo 5-31, Artículo 5-32, Artículo 5-33); b) Límite por Sobrecargas de Corta Duración (Artículo 5-34); c) Límite por Estabilidad Transitoria (Artículo 5-47); d) Límite por Estabilidad Permanente (Artículo 5-48); e) Límite por Estabilidad de Tensión (Artículo 5-49); y f) Límite por Estabilidad de Frecuencia (Artículo 5-50). La DO deberá mantener debidamente actualizada esta información en el sitio Web del CDEC. La Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente quedará determinada por el menor valor que surge de la comparación de los límites indicados, que incluyen márgenes de seguridad que permiten utilizarlos para el control de las transferencias máximas en Tiempo Real. Para cualquier configuración de demanda y generación del SI, el CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie manteniendo la corriente transportada en un valor inferior o a lo sumo igual al 100% de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta. Consecuentemente, para efectos del estudio se ha considerado que el sistema cumple con el criterio N-1 siempre y cuando en postcontingencia se verifique el cumplimiento de las restricciones de capacidad del equipamiento serie existente (líneas, transformadores, etc.) y las tensiones en barras de transmisión se establezca dentro de los límites definidos para Estado de Alerta en la NTSyCS. 3.2 Escenarios de Despacho Según requerimientos del CDEC-SIC, se consideran 2 escenarios de generación basados en hidrologías secas y despacho de las centrales térmicas del norte del SIC. Estos escenarios son: 1. Escenario 1: Despacho de las 4 unidades de central Guacolda. 2. Escenario 2: Despacho de las 4 unidades de central Guacolda y una unidad de central Taltal. Para el despacho de cada uno de estos escenarios se considerado un criterio económico respetando: Las condiciones de despacho consideran las restricciones de capacidad existentes en el sistema de transmisión de 220 kv y 110 kv. Restricciones de despacho de unidades térmicas requeridas por el CDEC-SIC para los distintos escenarios. La central Guacolda para todos los escenarios y demandas es despachada con una consigna de 300 MW (cuatro unidades a 75 MW, su mínimo técnico) lo anterior con el objeto de garantizar que estas unidades permitan suministrar el sistema norte durante la noche cuando no estén inyectando las centrales fotovoltaicas de la zona. La central Taltal es despachada en el escenario 2 a 75 MW, es decir, una unidad funcionando en su mínimo técnico. Marzo 2016 14 14

Las centrales ERNC, salvo SDGx5, fueron despachadas maximizando la potencia generada por estas centrales respetando las restricciones de transmisión vigentes para las líneas del sistema de 220 kv del norte del SIC. En todas las condiciones se supone la central SDGx5 Los Loros despachada a plena capacidad, es decir, una potencia activa de 1 MW por cada inversor (46 MW en total) y control de tensión igual a 1,03 p.u. en barra SDGx5 Los Loros 110 kv. 3.2.1 Contingencias En virtud de lo solicitado por el CDEC-SIC, se simularon las siguientes contingencias para cada uno de los escenarios de despacho y demanda, con el fin de evaluar el estado post contingencia de la operación en régimen permanente del sistema. Las contingencias a simular son: 1. fuera de servicio. 2. Salida intempestiva de un transformador 220/110 kv en subestación Cardones. 3. Salida intempestiva de una unidad de la central Guacolda. 4. Salida intempestiva de la línea Copayapu Tierra Amarilla 110 kv. 5. Salida intempestiva de la totalidad del consumo de Minera Candelaria (Consumo de las barra Minera Candelaria 220 kv y Travesía 110 kv) De acuerdo a lo indicado en la NTSyCS, una vez ocurrida una contingencia simple en el sistema éste podrá seguir operando siempre y cuando las instalaciones no presenten sobrecarga y las tensiones en barras se ubiquen al menos en estado de alerta. Marzo 2016 15 15

4 Impacto sistémico de régimen permanente 4.1 Resultados de flujos de potencia para demanda alta En esta sección se presentan los resultados de los niveles de tensión y nivel de carga de las instalaciones serie para todos los escenarios de despacho vistos en la sección 3.2 y un nivel de demanda alta en el norte del SIC. 4.1.1 Nivel de carga En la Tabla 4-1 y la Tabla 4-2 se presentan los niveles de carga, para estados de pre y postcontingencia, de líneas y transformadores relevantes en el sistema para los escenarios de generación 1 y 2 respectivamente. Tabla 4-1: Nivel de carga para escenario de generación 1 y demanda alta. Nivel de carga [%] para escenario de generación 1, demanda alta y diferentes contingencias Capaci Salida de una Salida de Salida de línea Salida del dad Tipo Nombre Elemento unidad de Sin transformador SDGx5 fuera de Copayapu - consumo de Nominal central contingencia Cardones servicio Tierra Amarilla Min. [MVA] Guacolda 220/110 kv T1 110 kv Candelaria (75 MW) SDGx5 - Los Loros 110 kv 112 40 39-40 40 40 Los Loros - Cerrillos 110 kv 62 61 58 13 61 61 62 Cerrillos - Copayapu 110 kv 62 38 29 49 38 39 40 Copayapu - Tierra Amarilla 110 kv 62 58 59 58 58 1 58 Tierra Amarilla - Kozan 110 kv 62 13 13 13 13-13 Tierra Amarilla - Plantas 110 kv 62 21 21 21 21-21 Copayapu - Galleguillos 220 kv (E. en 110 kv) 143 9 9 9 9 9 9 Copayapu - Cardones 220 kv (E. en 110 kv) 143 27 26 54 27 13 28 Líneas Caldera - Tap Impulsión 110 kv 62 8 8 8 8 8 8 Tap Impulsión - Impulsión 110 kv 57 0 0 0 0 0 0 Tap Impulsión - Galleguillos 110 kv 62 8 8 8 8 8 8 Galleguillos - Hernán Fuentes 110 kv 62 16 16 16 16 16 16 Hernán Fuentes - Copiapó 110 kv 53 0 0 0 0 0 0 Copiapó - Cardones 110 kv 53 48 49 48 48 48 48 Cardones - Maitencillo 110 kv 46 7 12 11 6 15 14 Cardones - Maitencillo 220 kv L1 197 22 23 19 23 25 29 Cardones - Maitencillo 220 kv L2 290 14 15 12 15 16 18 Cardones - Maitencillo 220 kv L3 290 14 15 12 15 16 18 SDGx5 110/23kV T1 30 74 72-74 75 75 SDGx5 110/23kV T2 30 74 72-74 75 75 Transformadores Cardones 220/115/13,8 kv T1 75/75/12 91-92 91 91 91 Cardones 220/115/13,8 kv T2 75/75/12 58 87 74 57 44 54 Cardones 220/110kV - 60/75MVA T3 75/75/12 57 86 73 57 43 54 Marzo 2016 16 16

Tabla 4-2: Nivel de carga para escenario de generación 2 y demanda alta. Nivel de carga [%] para escenario de generación 2, demanda alta y diferentes contingencias Capaci Salida de una Salida de Salida de línea Salida del dad Tipo Nombre Elemento unidad de Sin transformador SDGx5 fuera de Copayapu - consumo de Nominal central contingencia Cardones servicio Tierra Amarilla Min. [MVA] Guacolda 220/110 kv T1 110 kv Candelaria (75 MW) SDGx5 - Los Loros 110 kv 112 40 39-40 40 40 Los Loros - Cerrillos 110 kv 62 61 58 13 61 61 62 Cerrillos - Copayapu 110 kv 62 38 29 49 38 39 40 Copayapu - Tierra Amarilla 110 kv 62 58 59 58 58 1 58 Tierra Amarilla - Kozan 110 kv 62 13 13 13 13-13 Tierra Amarilla - Plantas 110 kv 62 21 21 21 21-21 Copayapu - Galleguillos 220 kv (E. en 110 kv) 143 9 9 9 9 9 9 Copayapu - Cardones 220 kv (E. en 110 kv) 143 27 26 54 27 13 28 Líneas Caldera - Tap Impulsión 110 kv 62 8 8 8 8 8 8 Tap Impulsión - Impulsión 110 kv 57 0 0 0 0 0 0 Tap Impulsión - Galleguillos 110 kv 62 8 8 8 8 8 8 Galleguillos - Hernán Fuentes 110 kv 62 16 16 16 16 16 16 Hernán Fuentes - Copiapó 110 kv 53 0 0 0 0 0 0 Copiapó - Cardones 110 kv 53 48 49 48 48 48 48 Cardones - Maitencillo 110 kv 46 7 12 11 6 15 14 Cardones - Maitencillo 220 kv L1 197 22 23 19 23 25 29 Cardones - Maitencillo 220 kv L2 290 14 15 12 15 16 18 Cardones - Maitencillo 220 kv L3 290 14 15 12 15 16 18 SDGx5 110/23kV T1 30 74 72-74 75 75 SDGx5 110/23kV T2 30 74 72-74 75 75 Transformadores Cardones 220/115/13,8 kv T1 75/75/12 91-92 91 91 91 Cardones 220/115/13,8 kv T2 75/75/12 58 87 74 57 44 54 Cardones 220/110kV - 60/75MVA T3 75/75/12 57 86 73 57 43 54 Se observa que para un escenario de demanda alta y los dos escenarios de generación simulados, ningún elemento serie presenta sobrecargas antes o después de la ocurrencia de contingencias. De esta forma se verifica el requerimiento normativo de suficiencia de capacidad de transmisión para instalaciones en condiciones de operación normal y postcontingencia. Marzo 2016 17 17

4.1.2 Tensión en barras En la Tabla 4-3 y la Tabla 4-4 se presentan los niveles de tensión, para estados de pre y postcontingencia, de líneas y transformadores relevantes en el sistema para los escenarios de generación 1 y 2 respectivamente. Nombre Elemento Tabla 4-3: Tensión para escenario de generación 1 y demanda alta. Tensión [p.u.] para escenario de generación 1, demanda alta y diferentes contingencias Salida de una Salida de Salida de línea unidad de transformador SDGx5 fuera de Copayapu - central Cardones servicio Tierra Amarilla Guacolda 220/110 kv T1 110 kv (75 MW) Sin contingencia Salida del consumo de Min. Candelaria SDGx5 110 kv 1,03 1,03-1,03 1,03 1,03 Los Loros 110 kv 1,03 1,03 1,01 1,03 1,03 1,03 Cerrillos 110 kv 1,02 1,01 1,01 1,02 1,02 1,02 Copayapu 110 kv 1,03 1,01 1,03 1,03 1,03 1,03 Tierra Amarilla 110 kv 1,02 1,00 1,02 1,02-1,02 Kozan 110 kv 1,01 1,00 1,02 1,02-1,02 Plantas 110 kv 1,02 1,00 1,02 1,02-1,02 Caldera 110 kv 1,02 1,00 1,02 1,02 1,02 1,02 Tap Impulsión 110 kv 1,02 1,01 1,03 1,02 1,03 1,03 Impulsión 110 kv 1,02 1,01 1,03 1,02 1,03 1,03 Galleguillos 110 kv 1,02 1,01 1,03 1,02 1,03 1,03 Hernán Fuentes 110 kv 1,02 1,00 1,02 1,02 1,02 1,02 Copiapó 110 kv 1,02 1,00 1,02 1,02 1,02 1,02 Cardones 110 kv 1,03 1,01 1,03 1,03 1,03 1,03 Cardones 220 kv 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 Nombre Elemento Tabla 4-4: Tensión para escenario de generación 2 y demanda alta. Tensión [p.u.] para escenario de generación 2, demanda alta y diferentes contingencias Sin contingencia Salida de transformador Cardones 220/110 kv T1 SDGx5 fuera de servicio Salida de una unidad de central Guacolda (75 MW) Salida de línea Copayapu - Tierra Amarilla 110 kv Salida del consumo de Min. Candelaria SDGx5 110 kv 1,03 1,03-1,03 1,03 1,03 Los Loros 110 kv 1,03 1,03 1,01 1,03 1,03 1,03 Cerrillos 110 kv 1,02 1,01 1,01 1,02 1,02 1,02 Copayapu 110 kv 1,03 1,01 1,03 1,03 1,03 1,03 Tierra Amarilla 110 kv 1,02 1,00 1,02 1,02-1,02 Kozan 110 kv 1,01 1,00 1,02 1,02-1,02 Plantas 110 kv 1,02 1,00 1,02 1,02-1,02 Caldera 110 kv 1,02 1,00 1,02 1,02 1,02 1,02 Tap Impulsión 110 kv 1,02 1,01 1,03 1,02 1,03 1,03 Impulsión 110 kv 1,02 1,01 1,03 1,02 1,03 1,03 Galleguillos 110 kv 1,02 1,01 1,03 1,02 1,03 1,03 Hernán Fuentes 110 kv 1,02 1,00 1,02 1,02 1,02 1,02 Copiapó 110 kv 1,02 1,00 1,02 1,02 1,02 1,02 Cardones 110 kv 1,03 1,01 1,03 1,03 1,03 1,03 Cardones 220 kv 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 Marzo 2016 18 18

Se observa que para un escenario de demanda alta y los dos escenarios de generación simulados, todas las tensiones de barras se mantienen dentro de los márgenes permitidos para estado normal en el caso previo a la contingencia o dentro del margen permitido para estado de alerta para el caso postcontingencia. 4.2 Resultados de flujos de potencia para demanda baja En esta sección se presentan los resultados de los niveles de tensión y nivel de carga de las instalaciones serie para todos los escenarios de despacho vistos en la sección 3.2 y un nivel de demanda baja en el norte del SIC. 4.2.1 Nivel de carga En la Tabla 4-5 y la Tabla 4-6 se presentan los niveles de carga, para estados de pre y postcontingencia, de líneas y transformadores relevantes en el sistema para los escenarios de generación 1 y 2 respectivamente. Tabla 4-5: Nivel de carga para escenario de generación 1 y demanda baja. Nivel de carga [%] para escenario de generación 1, demanda baja y diferentes contingencias Capaci Salida de una Salida de Salida de línea Salida del dad Tipo Nombre Elemento unidad de Sin transformador SDGx5 fuera de Copayapu - consumo de Nominal central contingencia Cardones servicio Tierra Amarilla Min. [MVA] Guacolda 220/110 kv T1 110 kv Candelaria (75 MW) SDGx5 - Los Loros 110 kv 112 42 41-42 42 42 Los Loros - Cerrillos 110 kv 62 76 74 2 76 76 76 Cerrillos - Copayapu 110 kv 62 74 73 2 74 74 74 Copayapu - Tierra Amarilla 110 kv 62 18 19 18 18 1 18 Tierra Amarilla - Kozan 110 kv 62 13 13 13 13-13 Tierra Amarilla - Plantas 110 kv 62 9 9 9 9-9 Copayapu - Galleguillos 220 kv (E. en 110 kv) 143 2 2 2 2 2 2 Copayapu - Cardones 220 kv (E. en 110 kv) 143 23 22 10 23 30 23 Líneas Caldera - Tap Impulsión 110 kv 62 3 3 3 3 3 3 Tap Impulsión - Impulsión 110 kv 57 0 0 0 0 0 0 Tap Impulsión - Galleguillos 110 kv 62 3 3 3 3 3 3 Galleguillos - Hernán Fuentes 110 kv 62 1 1 1 1 1 1 Hernán Fuentes - Copiapó 110 kv 53 0 0 0 0 0 0 Copiapó - Cardones 110 kv 53 14 14 14 14 14 14 Cardones - Maitencillo 110 kv 46 17 14 6 16 20 30 Cardones - Maitencillo 220 kv L1 197 22 23 18 24 23 35 Cardones - Maitencillo 220 kv L2 290 14 15 11 15 15 22 Cardones - Maitencillo 220 kv L3 290 14 15 11 15 15 22 SDGx5 110/23kV T1 30 79 77-79 79 79 SDGx5 110/23kV T2 30 79 77-79 79 79 Transformadores Cardones 220/115/13,8 kv T1 75/75/12 92-93 92 91 92 Cardones 220/115/13,8 kv T2 75/75/12 25 39 41 25 21 23 Cardones 220/110kV - 60/75MVA T3 75/75/12 25 38 41 24 21 23 Marzo 2016 19 19

Tabla 4-6: Nivel de carga para escenario de generación 2 y demanda baja. Nivel de carga [%] para escenario de generación 2, demanda baja y diferentes contingencias Capaci Salida de una Salida de Salida de línea Salida del dad Tipo Nombre Elemento unidad de Sin transformador SDGx5 fuera de Copayapu - consumo de Nominal central contingencia Cardones servicio Tierra Amarilla Min. [MVA] Guacolda 220/110 kv T1 110 kv Candelaria (75 MW) SDGx5 - Los Loros 110 kv 112 42 41-42 42 42 Los Loros - Cerrillos 110 kv 62 76 74 2 76 76 76 Cerrillos - Copayapu 110 kv 62 74 73 2 74 74 74 Copayapu - Tierra Amarilla 110 kv 62 18 19 18 18 1 18 Tierra Amarilla - Kozan 110 kv 62 13 13 13 13-13 Tierra Amarilla - Plantas 110 kv 62 9 9 9 9-9 Copayapu - Galleguillos 220 kv (E. en 110 kv) 143 2 2 2 2 2 2 Copayapu - Cardones 220 kv (E. en 110 kv) 143 23 22 10 23 30 23 Líneas Caldera - Tap Impulsión 110 kv 62 3 3 3 3 3 3 Tap Impulsión - Impulsión 110 kv 57 0 0 0 0 0 0 Tap Impulsión - Galleguillos 110 kv 62 3 3 3 3 3 3 Galleguillos - Hernán Fuentes 110 kv 62 1 1 1 1 1 1 Hernán Fuentes - Copiapó 110 kv 53 0 0 0 0 0 0 Copiapó - Cardones 110 kv 53 14 14 14 14 14 14 Cardones - Maitencillo 110 kv 46 17 14 6 16 20 30 Cardones - Maitencillo 220 kv L1 197 22 23 18 24 23 35 Cardones - Maitencillo 220 kv L2 290 14 15 11 15 15 22 Cardones - Maitencillo 220 kv L3 290 14 15 11 15 15 22 SDGx5 110/23kV T1 30 79 77-79 79 79 SDGx5 110/23kV T2 30 79 77-79 79 79 Transformadores Cardones 220/115/13,8 kv T1 75/75/12 92-93 92 91 92 Cardones 220/115/13,8 kv T2 75/75/12 25 39 41 25 21 23 Cardones 220/110kV - 60/75MVA T3 75/75/12 25 38 41 24 21 23 Se observa que para un escenario de demanda baja y los dos escenarios de generación simulados, ningún elemento serie presenta sobrecargas antes o después de la ocurrencia de contingencias. De esta forma se verifica el requerimiento normativo de suficiencia de capacidad de transmisión para instalaciones en condiciones de operación normal y postcontingencia. Marzo 2016 20 20

4.2.2 Tensión en barras En la Tabla 4-7 y Tabla 4-8 se presentan los niveles de carga, para estados de pre y postcontingencia, de líneas y transformadores relevantes en el sistema para los escenarios de generación 1 y 2 respectivamente. Nombre Elemento Tabla 4-7: Tensión para escenario de generación 1 y demanda baja. Tensión [p.u.] para escenario de generación 1, demanda baja y diferentes contingencias Salida de una Salida de Salida de línea unidad de transformador SDGx5 fuera de Copayapu - central Cardones servicio Tierra Amarilla Guacolda 220/110 kv T1 110 kv (75 MW) Sin contingencia Salida del consumo de Min. Candelaria SDGx5 110 kv 1,04 1,03-1,04 1,04 1,04 Los Loros 110 kv 1,04 1,03 1,05 1,04 1,04 1,04 Cerrillos 110 kv 1,03 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Copayapu 110 kv 1,03 1,02 1,05 1,03 1,03 1,04 Tierra Amarilla 110 kv 1,03 1,02 1,04 1,03-1,03 Kozan 110 kv 1,03 1,01 1,04 1,03-1,03 Plantas 110 kv 1,03 1,02 1,05 1,03-1,03 Caldera 110 kv 1,04 1,02 1,05 1,04 1,04 1,04 Tap Impulsión 110 kv 1,04 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Impulsión 110 kv 1,04 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Galleguillos 110 kv 1,04 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Hernán Fuentes 110 kv 1,03 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Copiapó 110 kv 1,03 1,01 1,04 1,03 1,03 1,03 Cardones 110 kv 1,03 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Cardones 220 kv 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 Nombre Elemento Tabla 4-8: Tensión para escenario de generación 2 y demanda baja. Tensión [p.u.] para escenario de generación 2, demanda baja y diferentes contingencias Sin contingencia Salida de transformador Cardones 220/110 kv T1 SDGx5 fuera de servicio Salida de una unidad de central Guacolda (75 MW) Salida de línea Copayapu - Tierra Amarilla 110 kv Salida del consumo de Min. Candelaria SDGx5 110 kv 1,04 1,03-1,04 1,04 1,04 Los Loros 110 kv 1,04 1,03 1,05 1,04 1,04 1,04 Cerrillos 110 kv 1,03 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Copayapu 110 kv 1,03 1,02 1,05 1,03 1,03 1,04 Tierra Amarilla 110 kv 1,03 1,02 1,04 1,03-1,03 Kozan 110 kv 1,03 1,01 1,04 1,03-1,03 Plantas 110 kv 1,03 1,02 1,05 1,03-1,03 Caldera 110 kv 1,04 1,02 1,05 1,04 1,04 1,04 Tap Impulsión 110 kv 1,04 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Impulsión 110 kv 1,04 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Galleguillos 110 kv 1,04 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Hernán Fuentes 110 kv 1,03 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Copiapó 110 kv 1,03 1,01 1,04 1,03 1,03 1,03 Cardones 110 kv 1,03 1,02 1,05 1,04 1,03 1,04 Cardones 220 kv 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 Marzo 2016 21 21

Se observa que para un escenario de demanda baja y los dos escenarios de generación simulados, todas las barras se mantienen dentro de los márgenes permitidos para estado normal en el caso previo a la contingencia o dentro del margen permitido para estado de alerta para el caso postcontingencia. Marzo 2016 22 22

5 Requerimiento de Reactivos En este capítulo se identifica si la central SDGx5 Los Loros, para un estado normal de operación, es capaz de entregar en el lado AT de los transformadores elevadores de la central un despacho con factor de potencia 0,95 inductivo o capacitivo. 5.1 Supuestos Para el desarrollo de esta actividad se utilizaron los siguientes datos y supuestos: La curva PQ de cada inversor utilizado en esta actividad es la proporcionada por ABB para una temperatura ambiente de 40 C y una altura de 1.600 metros sobre el nivel del mar. Esta curva PQ se muestra en la Figura 5-1. 1.2 POTENCIA ACTIVA [MW] 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0,9 p.u. 1,0 p.u. 1,1 p.u. 0-1. 1-0. 9-0. 7-0. 5-0. 3-0. 1 0. 1 0. 3 0. 5 0. 7 0. 9 1. 1 POTENCIA REACTIVA [MVAR] Figura 5-1: Curvas PQ dependientes de la tensión en bornes del inversor. El voltaje en la barra de media tensión (23 kv) es controlada por el CTBC de los transformadores elevadores en un rango entre 1,006 y 1,026 p.u. Se fija el tap de los transformadores tridevanados 23/0,4/0,4 kv en la posición -1. De acuerdo con la NTSyCS, el rango de tensión, en estado normal, para la barra SDGx5 110 kv es entre 0,93 y 1,07 p.u. Se consideran 6 escenarios de operación: o Escenario 1: Tensión 0,93 p.u. y factor de potencia 0,95 capacitivo en lado AT del transformador elevador. o Escenario 2: Tensión 0,93 p.u. y factor de potencia 0,95 inductivo en lado AT del transformador elevador. o Escenario 3: Tensión 1,07 p.u. y factor de potencia 0,95 capacitivo en lado AT del transformador elevador. o Escenario 4: Tensión 1,07 p.u. y factor de potencia 0,95 inductivo en lado AT del transformador elevador. o Escenario 5: Tensión 1,00 p.u. y factor de potencia 0,95 capacitivo en lado AT del transformador elevador. o Escenario 6: Tensión 1,00 p.u. y factor de potencia 0,95 inductivo en lado AT del transformador elevador. Marzo 2016 23 23

5.2 Resultados En la Tabla 5-1 se presentan los resultados obtenidos. Tabla 5-1: Resultados Tensión Lado AT (110 kv) Transf. Elevador [p.u.] Tensión Lado MT (23 kv) Transf. Elevador [p.u.] Tensión de Salida de los Inversores (0,4 kv) [p.u.] Factor de Potencia en Lado AT del Transf. Elevador Tap Transf. 110/23 kv Tap Transf. 23/0,4 kv Potencia de los Inversores Potencia Activa [MW] Potencia Reactiva [MVAr] Potencia en Lado AT del Transf. Elevador Potencia Activa [MW] Potencia Reactiva [MVAr] Tensión 0,93 p.u. en lado AT (110 kv) Transformador Elevador Inyectando Reactivos Absorbiendo Reactivos 0,93 1,022 1,096 0,950-5 -1 46 20,65 44,31 14,56 0,93 1,015 1,059 0,950-8 -1 46-8,97 44,43-14,60 Tensión 1,07 p.u. en lado AT (110 kv) Transformador Elevador Inyectando Reactivos Absorbiendo Reactivos 1,07 1,025 1,099 0,950 6-1 46 20,61 44,32 14,57 1,07 1,026 1,07 0,950 2-1 46-9,06 44,45-14,61 Tensión 1 p.u. en lado AT (110 kv) Transformador Elevador Inyectando Reactivos Absorbiendo Reactivos 1 1,018 1,091 0,950 1-1 46 20,70 44,30 14,56 1 1,021 1,065 0,950-3 -1 46-9,02 44,44-14,61 Como se muestra en la tabla anterior, la central SDGx5 es capaz de operar en el lado AT (110 kv) de los transformadores elevadores 110/23 kv para cualquier tensión dentro del rango del estado normal (entre 0,93 y 1,07 p.u.) con un factor de potencia entre 0,95 inductivo y 0,95 capacitivo. De lo anterior se concluye que para cumplir el Artículo 3-8 de la NTSyCS no se requiere incorporar compensación reactiva adicional al proyecto. Marzo 2016 24 24

6 Conclusiones El estudio da cuenta de la operación del sistema una vez que la central solar SDGx5 - Los Loros entre en servicio. Se revisaron dos escenarios de generación (2 hidrologías secas, despachando las centrales Guacolda y Taltal) y dos escenarios de demanda (alta y baja), que posteriormente fueron sometidas a un análisis de contingencias en líneas, transformadores, consumos o unidades generadoras escogidas por el CDEC-SIC para representar escenarios de mayor exigencia para el sistema. Los escenarios de despacho que se simularon corresponden a la entrada progresiva de las centrales térmicas convencionales del norte. En el primer escenario se despacharon cuatro unidades de la central Guacolda, mientras que en el segundo se agregó una unidad de la central Taltal. Esta lógica de despacho obedeció al objetivo de estudiar que el sistema de transmisión tenga capacidad suficiente para evacuar toda la generación de la zona norte hacía el sur del sistema cuando este lo requiera. Como resultado del análisis efectuado se concluye que, para todos los escenarios de operación y contingencia requeridos, tras la conexión del proyecto SDGx5 Los Loros se da cumplimiento a los requerimientos de suficiencia de capacidad y tensión en barras establecidos por la NTSyCS para operación normal y postcontingencia. Además se concluye que no es necesaria la implementación de un esquema de compensación de reactivos externo, ya que es posible operar el sistema manteniendo las variables eléctricas dentro de la franja normativa mencionada en la NTSyCS, en específico, la central es capaz de operar en el lado AT (110 kv) de los transformadores elevadores 110/23 kv para cualquier tensión dentro del rango del estado normal (entre 0,93 y 1,07 p.u.) con un factor de potencia entre 0,95 inductivo y 0,95 capacitivo. Marzo 2016 25 25