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Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
CDEC SIC
(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central)
Teatinos N°280 – Piso 12
Teléfono: (56 2) 424 6300
Fax: (56 2) 424 6301
Santiago – Chile
Código Postal: 8340434
www.cdecsic.cl
REQUERIMIENTOS DE LA EXPANSIONES DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
Rev Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó
1 6-11-2015 Informe Preliminar DPD Mauricio Olivares A. Cristián Torres B. Rodrigo Sabaj S.
Vannia Toro
Deninson Fuentes del C. Gabriel Carvajal M.
2 31-12-2015 Informe Final DPD Mauricio Olivares A. Cristián Torres B. Rodrigo Sabaj S.
Vannia Toro
Deninson Fuentes del C. Gabriel Carvajal M.
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
RESUMEN EJECUTIVO
El presente informe realizado por la Dirección de Planificación y Desarrollo del CDEC SIC
(DPD) se elaboró con motivo de las funciones y obligaciones establecidas en el marco del
Reglamento que establece la Estructura, Funcionamiento y Financiamiento de los Centros de
Despacho Económico de Carga, fijado en el Decreto N°291 del año 2007 y modificada
mediante el Decreto 115 del año 2013. Dicho reglamento señala que la DPD debe desarrollar
semestralmente estudios sobre los requerimientos y recomendaciones de corto, mediano y
largo plazo sobre los sistemas de transmisión, entre los cuales se encuentran los sistemas de
subtransmisión.
En este contexto la DPD del CDEC SIC ha desarrollado una metodología para el análisis de la
expansión de los sistemas de subtransmisión, la cual contiene las exigencias establecidas en la
Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios en cuanto al diseño de subestaciones,
topología de conexión y criterios de seguridad. Dicha metodología además incluye el análisis
de suficiencia en el largo plazo de cada sistema de subtransmisión incorporando la eficiencia
técnico-económica de los requerimientos. Finalmente, dada las peculiaridades de cada uno de
estos sistemas, la metodología considera una activa participación de las empresas
subtransmisoras a fin de incorporar su experiencia en la planificación en cada uno de los
sistemas.
Respecto al requerimiento de exigencias normativas, se seleccionaron 8 subestaciones que
poseen tanto instalaciones troncales como de subtransmisión con algún grado de
incumpliendo en cuanto a las exigencias de diseño establecidas en la normativa. Sobre estas la
DPD desarrolló proyectos de normalización para 3 subestaciones: Cardones, Los Maquis y
Valdivia, los cuales fueron elaborados teniendo en cuenta los requerimientos de las
instalaciones de subtransmisión y manteniendo el desarrollo armónico de todas instalaciones
de la subestación a la vez. Dichos proyectos fueron puestos en conocimiento de las empresas
propietarias, a fin de recibir su colaboración mediante observaciones.
Las recomendaciones de expansiones en subestaciones con instalaciones de subtransmisión
producto de normalizaciones, conjuntamente con el plazo de construcción, responsable y
valor de inversión referencial de la obra se presentan en la siguiente tabla.
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
N° Obra Sistema VI miles de US$
Plazo meses
Responsable
1
Ampliación Subestación Cardones: instalación equipo híbrido para conexión en topología de doble interruptor del ATR 1 (220/110 kV), y conexión a barra de transferencia de los interruptores de JT2 (ATR2 220/110 kV) y JT3 (ATR3 220/110 kV)
STX-B 2.780 24 Transelec
2
Ampliación Subestación Los Maquis: Instalación segundo transformador 220/110 kV (120 MVA) en configuración de doble interruptor entre la barra AIS y GIS, y modificación conexión al transformador existente a la barras GIS en configuración doble interruptor entre la barra AIS y GIS.
STX-C 13.493 28 Colbún
3 Ampliación Subestación Valdivia: Conexión a BT de TR1 (220/66 kV) y TR4 (220/66 kV) en patio de 220 kV y en patio de 66 kV, y otras obras de ampliación menores.
STX-F 1.169 24 STS
Actualmente la DPD está avanzando en la aplicación de la metodología de análisis de la
expansión en el largo plazo, para ello ha comenzado el desarrollo la modelación de los
sistemas de subtransmisión en el software de coordinación hidrotérmica PLP. Los resultados
finales de este análisis se incorporarán en futuras versiones de estos estudios.
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
INDICE
1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ............................................................................... 7
2 ANTECEDENTES .................................................................................................... 9
3 DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN .......................................... 10
4 EXIGENCIAS REGULATORIAS A LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN Y SU
PLANIFICACIÓN ........................................................................................................... 13
EXIGENCIAS MÍNIMAS PARA EL DISEÑO DE INSTALACIONES ............................................................... 13 4.1
PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO. .............................................................................. 18 4.2
CRITERIOS DE SUFICIENCIA .................................................................................................................. 18 4.3
5 METODOLOGÍA GENERAL DE ANÁLISIS PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE
SUBTRANSMISIÓN ....................................................................................................... 20
6 DIAGNOSTICO DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN ...................................... 25
7 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE
SUBTRANSMISIÓN ....................................................................................................... 27
EXIGENCIA DISEÑO DE SUBESTACIONES .............................................................................................. 27 7.1
7.1.1 S.E. CARDONES .................................................................................................................................... 27
7.1.2 S.E. MAITENCILLO ................................................................................................................................ 28
7.1.3 S.E PAN DE AZÚCAR ............................................................................................................................. 28
7.1.4 S.E LOS MAQUIS ................................................................................................................................... 29
7.1.5 S.E CHENA ............................................................................................................................................ 30
7.1.6 S.E CHARRÚA ....................................................................................................................................... 30
7.1.7 S.E VALDIVIA ........................................................................................................................................ 31
7.1.8 S.E RAHUE ............................................................................................................................................ 32
ANÁLISIS METODOLOGÍA PARA LA REVISIÓN DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO ................................ 33 7.2
8 DESARROLLO PROYECTOS DE NORMALIZACIÓN EN SUBESTACIONES CON
INSTALACIONES DE SUBTRANSMISIÓN ........................................................................ 34
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E CARDONES ................................................................................. 35 8.1
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
8.1.1 SITUACIÓN ACTUAL ............................................................................................................................. 35
8.1.2 DESARROLLO DE ALTERNATIVA ........................................................................................................... 37
8.1.3 VALOR DE INVERSIÓN .......................................................................................................................... 42
8.1.4 PLAZO Y RESPONSABLE ........................................................................................................................ 43
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. LOS MAQUIS.............................................................................. 44 8.2
8.2.1 SITUACIÓN ACTUAL ............................................................................................................................. 44
8.2.2 DESARROLLO DE ALTERNATIVA PROYECTO DE NORMALIZACIÓN ....................................................... 45
8.2.3 VALOR DE INVERSIÓN .......................................................................................................................... 50
8.2.4 PLAZO DE EJECUCIÓN Y RESPONSABLE ................................................................................................ 51
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. VALDIVIA ................................................................................... 52 8.3
8.3.1 SITUACIÓN ACTUAL ............................................................................................................................. 52
8.3.2 PROYECTO DE NORMALIZACIÓN ......................................................................................................... 54
8.3.3 VALOR DE INVERSIÓN .......................................................................................................................... 66
8.3.4 PLAZO Y RESPONSABLE ........................................................................................................................ 68
ANEXO 1 .... …………………………………………………………………………………………………………………69
ANEXO 2 .... …………………………………………………………………………………………………………………70
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS
En el marco del Reglamento que establece la Estructura, Funcionamiento y Financiamiento de
los Centros de Despacho Económico de Carga, fijado en el Decreto N°291 del año 2007 y
modificada mediante el Decreto 115 del año 2013, se establecen las responsabilidades y
obligaciones de la DPD1, sobre las cuales, para el presente análisis, se destaca la siguiente:
Artículo 37 bis, b): Realizar los análisis y estudios semestrales sobre los requerimientos de los sistemas de transmisión a que se refiere el literal g) del artículo 3° del presente reglamento, así como los estudios con los requerimientos de adaptación de instalaciones comunes, de diseño conceptual de líneas y subestaciones, la revisión de los estudios de coordinación de protecciones y los demás que señale la normativa vigente. Los análisis y estudios mencionados deberán realizarse con información actualizada, para lo cual los Coordinados deberán periódicamente entregar a la DPD información de proyectos en desarrollo, proyectos en estudio y proyección de demanda de acuerdo a los formatos que las Direcciones Técnicas determinen previa aprobación de la Comisión. Los análisis y estudios mencionados deberán ser enviados a la Comisión y publicados en forma permanente en la página web del CDEC respectivo
En el artículo anterior, se indica la función de desarrollar estudios asociados a los sistemas de
transmisión, referenciando al artículo 3, literal g) del reglamento en cuestión.
Artículo 3º.- Para los efectos del cumplimiento de las funciones del CDEC, todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote, a cualquier título, centrales generadoras, líneas de transporte, instalaciones de distribución y demás instalaciones señaladas en el Artículo 2º del presente reglamento, que se interconecten al sistema, estarán obligados a sujetarse a las instrucciones, procedimientos y mecanismos de coordinación del sistema que emanen, dentro de sus respectivas atribuciones, de los organismos técnicos necesarios de cada CDEC a que se refiere el Artículo 5º del presente reglamento, en la forma que establece su Título III, para efectos de:
a) Preservar la seguridad global del sistema eléctrico; b) Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del
sistema eléctrico; c) Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de
subtransmisión; d) Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión adicionales de
acuerdo a lo establecido en el inciso final del artículo 77° de la Ley; e) Determinar las transferencias económicas entre los integrantes y/o coordinados
del CDEC, según corresponda f) Elaborar los estudios e informes requeridos por la ENERGÍA Comisión Nacional
de Energía, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, o el Ministerio de Energía, dentro de la esfera de sus Respectivas atribuciones, y las demás que establece la normativa vigente,
1 DPD: Dirección de Planificación y Desarrollo.
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
g) Realizar periódicamente análisis y estudios sobre requerimientos y recomendaciones de expansión de la transmisión de corto, mediano y largo plazo.
De lo indicado se concluye que la DPD debe realizar periódicamente estudios para
recomendar obras en los sistemas de transmisión. En base a lo anterior y dado que el
reglamento no segrega a los sistemas de transmisión a estudiar por su clasificación
regulatoria, se entiende que esta obligación aplica para todos los segmentos, es decir: sistema
de transmisión troncal, subtransmisión y transmisión adicional.
Para el sistema de transmisión troncal se realiza anualmente un análisis de sus
requerimientos de expansión en el contexto de la revisión del Estudio de Transmisión
Troncal. Por otro lado los sistemas de subtransmisión y transmisión adicional no poseen un
estudio particular que analice los respectivos requerimientos de expansión.
En este contexto, el presente estudio sienta las bases para realizar análisis de requerimientos
de expansión en los sistemas de subtransmisión conforme a las necesidades y características
que deben poseer los sistemas de transmisión en cuanto a la seguridad, operación económica
y acceso abierto.
El presente informe aborda los siguientes tópicos
Estudio del contexto normativo de la expansión de los sistemas de transmisión,
básicamente lo que indica la NTSyCS.
Desarrollo de una metodología preliminar para, en futuras versiones, elaborar un
análisis más detallado sobre los criterios de expansión de los sistemas de
subtransmisión.
Análisis de requerimientos para ocho subestaciones que resultaron de interés en la
revisión del plan de expansión de la transmisión troncal y del diagnóstico de la
Dirección de Operación con motivo del artículo 36° literal p).
Realización de recomendaciones de ampliaciones de algunas subestaciones en las que
se observan faltas de cumplimiento normativo en lo referente a los artículos 3-24 y 3-
25 de la NTSyCS.
Análisis comparativo de los errores entre los métodos de cálculos de flujos de potencia
DC respecto el AC, esto con el fin de corroborar la coherencia de modelar los sistemas
de subtransmisión en modelos de coordinación hidrotérmica
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
2 ANTECEDENTES
Para el desarrollo del presente estudio se utilizaron una serie de documentos, sobre las cuales
se sentaron las bases de la Metodología de Análisis para la Expansión de los Sistemas de
Subtransmisión.
a) Decreto con Fuerza de Ley N°4/2007: Ley General de Servicios Eléctricos.
b) Resolución Exenta N°297/2015 del Ministerio de Energía: Norma Técnica de
Seguridad y Calidad del Servicio.
c) Decreto N°291/2007 del Ministerio de Economía: Establecen las Responsabilidades,
Funciones y Obligaciones de los Centro de Despacho de Carga.
d) Decreto N°115/2013 del Ministerio de Energía: Modifica Decreto N°291/2007 del
Ministerio de Economía.
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
3 DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
De acuerdo al artículo 75° de la LGSE2 las instalaciones de Subtransmisión son aquellas que
están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o
regulados, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras. La definición
de instalaciones de transmisión como parte de sistemas de subtransmisión es realizada por la
CNE3 mediante un estudio y posterior fijación mediante decreto. Actualmente el Decreto N°
163/2014 es el que define los sistemas de subtransmisión y las instalaciones que los
componen.
Los sistemas de subtransmisión poseen la denominación de servicio público y como tal, están
sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo
condiciones técnicas y económicas no discriminatorias. Para calificar como Subtransmisión,
las instalaciones deben cumplir con las siguientes características:
a) No calificar como instalaciones troncales.
b) Que los flujos en las líneas no sean atribuidos exclusivamente al consumo de un
cliente, o a la producción de una central generadora o de un grupo reducido de
centrales generadoras.
Las instalaciones de subtransmisión son remuneradas en base al VASTx4, que es determinado
cada cuatro años mediante estudios supervisados por la CNE. La metodología de tarificación
de estos sistemas no contempla una planificación centralizada, ni una revisión de los
requerimientos de ampliaciones. Por lo tanto, el estudio que debe realizar la DPD para dar
cumplimiento al artículo 37 bis, b) del Decreto N° 291/2007 da cuenta de esta necesidad, la
cual a la fecha no es vinculante, sino informativa.
El Decreto N° 163/2014 definió 6 sistemas de subtransmisión, 5 en el SIC y 1 en el SING, la
ubicación geográfica de éstos es coherente con las zonas de concesión de clientes regulados,
los nombres y características generales de cada sistema de subtransmisión se presenta a
continuación.
STX-A: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SING, abarca la XV Región de Arica y Parinacota, I Región de Tarapacá y la parte norte de la II Región de Antofagasta. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 600 km de Norte a Sur y alrededor de 150 km de Este a Oeste.
STX-B: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la II
Región de Antofagasta, III Región de Atacama, IV Región de Coquimbo y la parte norte
2 LGSE: Ley General de Servicios Eléctricos.
3 CNE: Comisión Nacional de Energía
4 VASTx: Valor Anual de Subtransmisión.
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
de la V Región de Valparaíso. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un
área geográfica de aproximadamente 850 km de Norte a Sur y alrededor de 150 km de
Este a Oeste.
STX-C: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca gran parte de la V Región
de Valparaíso y con algunas instalaciones colabora en la alimentación de localidades
de la Región Metropolitana. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área
geográfica de aproximadamente 165 km de Norte a Sur y alrededor de 135 km de Este
a Oeste.
STX-D: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca gran parte la Región
Metropolitana. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica
de aproximadamente 90 km de Norte a Sur y alrededor de 75 km de Este a Oeste.
STX-E: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la Región
Metropolitana, la VI Región del Libertador Bernardo O’Higgins, VII Región del Maule,
VII Región del Biobio y gran parte de la IX Región de la Araucanía. Las instalaciones de
este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 675 km de
Norte a Sur y alrededor de 220 km de Este a Oeste.
STX-F: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la IX
Región de la Araucanía, la Región XIV de los Ríos y la X Región de los Lagos. Las
instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de
aproximadamente 540 km de Norte a Sur y alrededor de 220 km de Este a Oeste.
En la siguiente figura se presente un mapa político de chile, con la ubicación geográfica de los
sistemas de los 6 sistemas de subtransmisión.
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
Figura 1:: Ubicación Geográfica de Sistemas de Substransmisión
En términos de las características de las instalaciones de estos sistemas, la legislación no
impone un límite superior de tensión, pero si un mínimo, ya que en tensiones inferiores o
iguales a 23 kV, se entiende que los sistemas son de distribución. En ese contexto, los sistemas
de subtransmisión podrían comprender instalaciones con niveles de tensión superior a 23 kV
e incluso 500 kV. Ahora bien, en la práctica los sistemas de subtransmisión están compuestos
por instalaciones de 44 kV, 66 kV, 110 kV, 154 kV y 220 kV. Lo anterior, se destaca producto
que las NTSyCS5 posee diferentes exigencias para las instalaciones con niveles de tensión
superior a 200 kV.
5 NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad del Servicio.
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4 EXIGENCIAS REGULATORIAS A LAS INSTALACIONES DE
TRANSMISIÓN Y SU PLANIFICACIÓN
Definidas las obligaciones de la DPD en cuanto a la planificación de los sistemas de
subtransmisión y a las características que éstos poseen, es preciso contextualizar la lógica
normativa sobre la cual deben proponerse modificaciones y expansiones de estos sistemas. En
ese contexto, se presentan a continuación los criterios y exigencias mínimas que deben ser
consideradas para el desarrollo de una planificación coherente en términos técnicos,
normativos y económicos.
EXIGENCIAS MÍNIMAS PARA EL DISEÑO DE INSTALACIONES 4.1
La NTSyCS establece en el capítulo 3, las exigencias mínimas que deben poseer las
instalaciones de transmisión en cuanto a configuraciones, diseños y conexiones. En
consecuencia, la planificación debe contemplar en principio la búsqueda del cumplimiento
normativo en cuanto a las exigencias que ésta plantea.
Dado que las exigencias de la NTSyCS para el diseño de instalaciones de transmisión son
diferentes para niveles de tensión superiores e inferiores a 200 kV y que los sistemas de
subtransmisión comprenden instalaciones desde 44 kV hasta 220 kV, se presenta a
continuación lo que indica la normativa al respecto.
Artículo 3-24 (NTSyCS)- Aplicación Instalaciones tensión Mayor a 200 kV
[mantenimiento de Interruptores - falla en barras – fallas en transformadores y conexión
al sistema de transmisión]
Las disposiciones del presente artículo se aplican a instalaciones del ST6 de tensión
nominal mayor a 200 [kV], sean ellas pertenecientes al STT, STx o STA.
II. Configuración de barras de subestaciones:
“…Las subestaciones del ST de tensión nominal mayor a 200 [kV] deberán tener una
configuración de barras con redundancia suficiente para realizar el mantenimiento de
cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que
dichas instalaciones queden en operación durante el mantenimiento del interruptor
asociado a ellas. Lo anterior no es exigible a alimentadores no enmallados o de uso
exclusivo de Clientes Libres.
6 ST: Sistema de Transmisión, STT: Sistema de Transmisión Troncal, STx: Sistema de Subtransmisión, STA:
Sistema de Transmisión Adicional.
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
La configuración específica de las nuevas subestaciones, tales como esquemas en anillo,
barra principal y transferencia, interruptor y medio u otro, así como el número de
secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser
controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de
Recursos Generales de Control de Contingencias.
En el caso de ampliación de subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de
severidad 9 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas,
admitiendo la utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de
Contingencias, para lo cual deberán implementarse las correspondientes medidas contra
contingencias extremas previo a la autorización de la conexión.
Para ello el Coordinado que explote la subestación que se incorpora al SI o que es
ampliada o modificada, deberá realizar un estudio basado en los criterios establecidos
en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan
al SI", el que debe ser sometido a la aprobación de la DO7.
III. Configuración de Transformadores
Para subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser
controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de
Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias, para lo cual deberán
implementarse las correspondientes medidas contra contingencias extremas.
Para subestaciones que se incorporan al SI o aquellas que sean ampliadas o modificadas,
el Coordinado respectivo deberá realizar un estudio basado en los criterios establecidos
en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan
al SI", el que debe ser sometido a la aprobación de la DO.
Para subestaciones eléctricas pertenecientes al ST, los Coordinados que exploten
transformadores de poder deberán disponer de transformadores de reserva, propios o de
terceros, energizados o desenergizados, tal que en caso de falla permanente de uno de los
transformadores de la subestación que implique restricciones al suministro a Clientes
Regulados, se pueda normalizar la operación de la subestación antes de 96 horas
contadas desde el inicio de la falla.
Tampoco exime al Coordinado de la exigencia de respetar los índices de Indisponibilidad
Programada y Forzada de transformadores establecida en el Artículo 5-70.
En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y
tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un
número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser
7 DO: Dirección de Operación
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de
Recursos Generales de Control de Contingencias.
IV Conexión en Derivación:
En el caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su
conexión en derivación de una línea del ST que no pertenezca al STT por medio de un
arranque de simple circuito de línea o transformación deberá dar cumplimiento a los
siguientes requisitos:
a) La conexión….deberá contar con un paño de interrupción, físicamente ubicado contiguo a
la franja de seguridad de la línea, que asegure el despeje selectivo de las fallas que ocurran
en las nuevas instalaciones…
b) Se podrá efectuar solo una conexión en derivación por circuito de línea de tensión superior
a 200 kV. En caso de solicitarse una segunda conexión en derivación en el mismo circuito,
ello exigirá desarrollar una subestación seccionadora de ese circuito con al menos tres
paños de interruptor.
c) Si los estudios realizados por el coordinado… la DO concluya que el sistema resulta
inestable, o si no fuera posible lograr una adecuada coordinación…. Corresponderá el
desarrollo de una subestación seccionadora de ese o más circuitos de la línea, según sea
necesario.
d) En caso de no ser posible cumplir con los requisitos establecidos anteriormente, el
interesado podrá efectuar la conexión en alguna de las subestaciones terminales…
En el caso que el Coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite
una conexión que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una
línea de dos o más circuitos que forma parte del ST de tensión mayor a 200 [kV] que no
pertenezca al STT, corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos
dos circuitos de esta última, que cumpla con los estándares mencionados en el punto II.
Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.
En el caso de conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT,
corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos de la línea,
la cual debe cumplir con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de
barras de subestaciones del presente artículo.
Artículo 3-25 (NTSyCS)- Aplicación Instalaciones tensión menor a 200 kV [conexión al
sistema de transmisión]
En el caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su
conexión en derivación de una línea del ST de tensión menor a 200 kV, mediante un
arranque de simple circuito de línea o transformación, sin interruptor, deberá dar
cumplimiento a los siguientes requisitos:
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
a) La conexión en derivación desde una línea de simple circuito o desde uno de los circuitos de
una línea de dos o más circuitos mediante un arranque de simple circuito de línea o
transformación, sin interruptor, deberá contar en el otro extremo con un sistema de
protecciones que permita mantener el tiempo de despeje en el circuito al cual se conecta y
en el propio arranque dentro de los tiempos establecidos en el Articulo 5-45. Para lo cual el
coordinado que explote la línea receptora deberá realizar las modificaciones necesarias al
sistema de protecciones de la línea
b) El paño en el extremo del arranque deberá contar con un esquema de protección de falla
de interruptor que garantice el despeje de la contribución de corrientes de cortocircuito en
caso de falla de dicho interruptor.
c) No obstante lo anterior, a solicitud del coordinado y previa entrega del estudio…la DO
podría excepcionalmente aceptar tiempos de operación mayores al indicado.
d) Por otra parte,… si la DO concluye que el sistema resulta inestable o si no fuera posible
lograr una adecuada coordinación entre la línea y el arranque, se deberá mejorar el
sistema de protecciones del arranque o seccionar ese o más circuitos de la línea, según sea
necesario.
En caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su
conexión a través de una línea de doble circuito, en un punto intermedio de una línea de
dos o más circuitos que forman parte de un ST de tensión menor a 200 kV.
Corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos de esta
última.
Conforme a lo expresado previamente, se presenta a continuación un cuadro resumen con las
exigencias de diseño para las instalaciones de subtransmisión, esto significa que se omiten las
exigencias asociadas al troncal y a los sistemas adicionales.
Tabla 1: Resumen requerimientos Mínimos Instalaciones de Transmisión
Exigencias para instalaciones de tensión
superior a 200 kV
Exigencias para instalaciones de tensión
inferior a 200 kV
I. Mantenimiento de Interruptores
Configuración de barras suficiente para realizar el mantenimiento de cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones queden en operación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas. No exigible a alimentadores no enmallados o de uso exclusivo de Clientes Libres.
Sin exigencia.
II. Configuración de Barras (II)
El número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas.
Sin exigencia.
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III. Configuración Transformadores
En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser controlada sin propagarse.
Sin exigencia.
IV. Conexiones en derivación a los
Sistemas de Subtransmisión
Conexión en derivación de una línea del ST por medio de un arranque de simple circuito:
La conexión deberá contar con un paño de interruptor, físicamente ubicado contiguo a la franja de seguridad de la línea, que asegure el despeje de las fallas que ocurran en las nuevas instalaciones. En caso de la DO concluya que el sistema resulta inestable, corresponderá el desarrollo de una subestación seccionador. Se podrá efectuar solo una conexión en derivación por circuito de línea de tensión superior a 200 kV. Segunda conexión en derivación exigirá desarrollar una subestación seccionadora. (con estándar punto II)
Conexión en derivación que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una línea de dos o más circuitos que forman parte de un ST:
Corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos. (con estándar punto II)
Conexión en derivación de una línea del ST por medio de un arranque de simple circuito sin interruptor:
La conexión deberá contar en el extremo con un sistema de protección que permita mantener el tiempo de despeje en el circuito al cual se le realiza la derivación. Para esto el coordinador de esta última deberá realizar las modificaciones necesarias en el sistema de protección de la línea. En caso de la DO concluya que el sistema resulta inestable se deberá mejorar el sistema de protecciones del arranque o seccionar ese o más circuitos de la línea, según sea necesario.
Conexión en derivación que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una línea de dos o más circuitos que forman parte de un ST:
Corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos.
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PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO. 4.2
La NTSyCS hace referencia respecto de los criterios de planificación que se deben considerar,
en los sistemas de transmisión que define la regulación nacional: STT, STx y STA.
Artículo 5-5 (NTSyCS)- La planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada
aplicando Criterio N-1, definido según lo establecido en el Articulo 1-7, numeral 31.
En los estudios de planificación, la aplicación del Criterio N-1, sólo podrá utilizar
recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o tensión.
Para estos efectos, el ETT8 y sus revisiones anuales realizados por la DP9… deben
verificar durante su realización que las alternativas de ampliaciones recomendadas
aseguren el cumplimiento de los señalado en el inciso anterior, en todos los tramos del
STT, dando cumplimiento a la NTSyCS.
Del mismo modo en los Estudios de Subtransmisión a que se refiere la LGSE, deberán
cumplir con lo señalado en el inciso anterior para las instalaciones de cada STx.
Las instalaciones de los STA que operen con enmallamiento también deberán dar
cumplimiento a los criterios de planificaciones indicados en el presente artículo.
Artículo 1-7 (NTSyCS)- Criterio N-1: criterio de seguridad utilizado en la planificación
del desarrollo y la operación del SI que garantiza que, ante la ocurrencia de una
contingencia simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI
provocando la salida en cascada de otros componentes debido a sobrecargas
inadmisibles, o a pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión.
En virtud a lo anterior, se concluye, que por la arista del desarrollo del sistema, la NTSyCS
considera planificación de los sistemas de subtransmisión debe contemplar la seguridad con
Criterio N-1 y sólo considerando esquemas de automatismos supervisados por frecuencia o
tensión; condición que genera un desarrollo de la planificación con estándares más
conservadores incluso que la operación.
CRITERIOS DE SUFICIENCIA 4.3
De acuerdo a la literatura específica referente a confiabilidad de sistemas de potencia, es
posible definir Suficiencia como lo “relativo a la existencia de instalaciones suficientes por las
cuales el sistema es capaz de satisfacer la demanda y las restricciones operacionales, y que se
8 ETT=Estudio de Transmisión Troncal
9 DP= Dirección de Peajes
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
asocia por tanto a condiciones de carácter estático”10 siendo las instalaciones referidas,
aquellas de generación y transmisión.
Adicionalmente, este concepto es recogido implícitamente por la NTSyCS, la cual establece
criterios tanto para la operación como para la planificación del sistema. En ese contexto dicha
norma técnica establece que los sistemas se deben planificar considerando el criterio N-1, por
lo que supone un nivel de redundancia de instalaciones como condición suficiente para la
expansión de los sistemas de transmisión.
En virtud a lo anterior la DPD en su función de recomendar las expansiones de los sistemas de
transmisión, debe elaborar sus estudios bajo el criterio de suficiencia indicado anteriormente.
Además, dado que la demanda y la generación son variables en el tiempo, se hace necesario
que la suficiencia de los sistemas de transmisión debe logarse considerando la incorporación
de nuevas obras y ampliaciones de las instalaciones existentes.
Adicionalmente, debido a que la planificación el sistema de transmisión considera múltiples
futuros posibles en su horizonte, debido a la estocasticidad de las variables que definen su
evolución, las soluciones de infraestructura suficientes pueden ser diversas. De esta forma, es
relevante considerar también el criterio de eficiencia económica al momento de decidir qué
alternativa es la más recomendable.
Como referencia adicional, la legislación actual considera que los sistemas de subtransmisión
deben evolucionar de forma económicamente adaptada a la demanda, antecedente relevante
para considerar que su planificación debe tomar en cuenta esta consideración.
A modo de conclusión, la expansión de los sistemas de subtransmisión deben considerar la
suficiencia para su planificación, contemplando el criterio de seguridad el N-1 y además la
coherencia respecto de la eficiencia económica para el conjunto de instalaciones del sistema
eléctrico.
10
Probabilistic Transmission System Planning. Capítulo 5. Wenyuan Li. IEEE Press 2011
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
5 METODOLOGÍA GENERAL DE ANÁLISIS PARA LA EXPANSIÓN DE LOS
SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
Considerando las funciones de la DPD en cuanto a la planificación de los sistemas de
subtransmisión y a los criterios de suficiencia con los cuales deben operar y desarrollarse
estos sistemas, se presenta a continuación una metodología de análisis para la recomendación
de las expansiónes de dichos sistemas.
Figura 2: Metodología de Análisis para la Expansión de los Sistemas de Subtransmisión
La metodología de análisis de la expansión de los sistemas de subtransmisión, presentada en
la figura 2, comprende 3 criterios sobre los cuales se deben planificar estos sistemas. El
primero, Conexión a los Sistemas de Subtransmisión, se basa en una lógica de análisis técnico
de las instalaciones el cual debe verificar el cumplimiento normativo de la topología de
conexión de los elementos. El segundo criterio, Diseño de Instalaciones, aplica sólo a
instalaciones con tensión superior a 200 kV y guarda relación con un análisis técnico sobre las
configuraciones de las subestaciones, cabe destacar que este análisis está directamente
relacionado con el tercer criterio, el de Suficiencia de Largo Plazo, el que involucra a las
instalaciones de subtransmisión como parte de un sistema y tienen como objetivo evaluar la
suficiencia de éste considerando las restricciones operacionales de seguridad y eficiencia
económica. La descripción de cada una de las etapas de la metodología se presenta a
continuación.
1. Topología de Conexión a Sistemas de Subtransmisión, este análisis se debe realizar en
todos los puntos de conexión de los sistemas de subtransmisión, ya que la normativa
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
establece estándares mínimos de conexión para todo el S.I. En ese contexto, se debe verificar
el cumplimiento de lo siguiente:
a) Si la conexión es en derivación, en tensión mayor a 200 kV, y mediante un arranque de
un simple circuito, se debe verificar mediante información de los propietarios y/o
visitas a terreno, que ésta posea un interruptor, ubicado contiguo a la franja de
seguridad, que asegure el despeje de las fallas. En caso contrario se debe proponer un
proyecto de ampliación que normalice la conexión.
b) Si la conexión es en derivación, en tensión mayor a 200 kV, y mediante un arranque de
dos o más circuitos, corresponde la construcción de una subestación seccionadora de
al menos dos circuitos. En caso contrario se debe proponer un proyecto de ampliación
que normalice la conexión
c) En tensiones superiores a 200 kV, verificar la existencia de una sola conexión en
deviación por circuito. En caso contrario se debe proponer un proyecto de
normalización del tramo.
d) Si la conexión es en derivación, en tensión menor a 200 kV, y mediante un arranque de
un simple circuito, se debe verificar mediante información de los propietarios y/o
visitas a terreno, que en extremo del arranque exista un esquema de despeje de falla
en el circuito al cual se conecta. En caso contrario se debe proponer un proyecto de
ampliación que normalice la conexión.
e) Si la conexión es en derivación, en tensión menor a 200 kV, y mediante un arranque de
dos o más circuitos, corresponde la construcción de una subestación seccionadora de
al menos dos circuitos. En caso contrario se debe proponer un proyecto de ampliación
que normalice la conexión.
f) En tensiones inferiores a 200 kV, se permite más de una conexión en derivación por
circuito.
Mediante estos criterios se debe revisar los estándares de conexión de elementos en los
sistemas de subtransmisión. La figura siguiente presenta un esquema al respecto.
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Figura 3: Metodología de Revisión de la Conexión de Elementos en subtransmisión
2. Exigencia Diseño de Instalaciones, este análisis se debe realizar a todas las
subestaciones de subtransmisión que posean instalaciones con tensiones de más de 200 kV.
Sobre éstas se deben realizar 3 análisis:
a) Mantención de Interruptores: en base a la información real (as build) de la conexión
de todos los elementos y/o mediante visitas a terreno, verificar si los interruptores de
éstos tienen la posibilidad de ser intervenidos para mantenimiento, de manera que
dichas instalaciones queden en operación durante el evento. En caso que esta
condición no se cumpla, se deben proponer ampliaciones que den cuenta de este
cumplimiento.
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b) Configuración de Barras: considerando la topología de la subestaciones se debe
verificar que la configuración de ésta deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ella
pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas. Para esto, se
deben realizar simulaciones eléctricas, en diferentes condiciones de operación,
coherentes con los escenarios esperados de demanda y generación, y con ello verificar
el cumplimiento normativo de este punto. En caso de verificar incumplimiento,
producto de la propagación de la falla, se deben proponer ampliaciones en esta
subestación que den cuenta del cumplimiento normativo en cuestión. Se destaca que
este análisis debe ser coherente con el criterio de suficiencia y por lo tanto deberá
realizarse un proceso iterativo en búsqueda de la mejor solución.
c) Configuración de Transformadores: considerando la topología de la subestaciones y
en caso de poseer transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y tensión
secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un número
de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser
controlada sin propagarse. Para esto, se deben realizar simulaciones de despacho de
carga, en diferentes condiciones de operación, coherentes con los escenarios
esperados de demanda y generación, y con ello verificar el cumplimiento normativo
de este punto. En caso de verificar incumplimiento, producto de la propagación de la
falla, se deben proponer ampliaciones en esta subestación que den cuenta del
cumplimiento normativo de este punto. Se destaca que este análisis debe ser
coherente con el criterio de suficiencia y por lo tanto deberá realizarse un proceso
iterativo en búsqueda de la mejor solución.
Posteriormente al desarrollo de los 3 análisis, y en caso de verificar más de un
incumplimiento en una misma subestación se debe conformar un proyecto de expansión
coherente y que además contenga el respectivo análisis de suficiencia.
3. Análisis de Suficiencia de Largo Plazo de los Sistemas de Subtransmisión, este análisis
corresponde a un estudio de los sistemas de subtransmisión, como conjunto, y guarda
relación con las necesidades de expansiones en el largo plazo, producto de requerimientos
asociados al criterio de seguridad N-1, y complementado con el debido análisis económico que
respalde la eficiencia de tal expansión. Para lograr lo anterior, se deben realizar dos análisis:
a) Determinación de restricciones por Criterio Seguridad N-1: en base a un análisis
eléctrico y considerando la proyección de demanda, obras de generación y
transmisión, se deben determinar lo límites operacionales de cada una de las
instalaciones de los sistemas de subtransmisión a fin de que se opere con criterio de
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
seguridad N-1, esto significa que ante falla simple no exista propagación al resto de las
instalaciones no falladas.
b) Determinación de la operación en el largo plazo: considerando los resultados de los
límites operaciones de cada tramo de los sistemas de subtransmisión y la demanda
con sus características propias para cada sistema de subtransmisión, así como la
incorporación de nuevas obras de generación y transmisión, se determinarán
mediante despachos económicos de carga de largo plazo y escenarios de consumo
relevantes, el uso esperado de cada uno de los tramos, que permite verificar aquellos
que puedan requerir ampliaciones de capacidad. Sobre estos se identifican proyectos
de expansión a evaluar, sobre los cuales, además se deben considerar los proyectos de
expansión identificados en el análisis de Exigencia Diseño de Instalaciones.
c) Identificado dichos tramos se realizan nuevamente simulaciones de despacho
económico de carga en el largo plazo con nuevas capacidades de transferencia. En base
a esto se obtiene el ahorro en términos de costo de operación de incorporar la
expansión y se compara con el valor de inversión de éste. Finalmente y dependiendo
del beneficio de incorporar una nueva obra de expansión, se debe recomendar
desarrollar dicha obra o simplemente, en caso que el beneficio sea negativo, mantener
la operación del sistema con las limitaciones actuales.
Con este análisis es posible determinar la necesidad de expansiones de los sistemas de
subtransmisión considerando la suficiencia bajo el criterio N-1 y la eficiencia
económica.
d) Producto de las particularidades operativas, técnicas, geográficas, etc. de cada uno de
los sistemas de subtransmisión, es posible que existan variables que los estudios
utilizados comúnmente para los análisis de planificación no identifiquen, provocando
que las propuestas sobre las expansiones de los sistemas de subtransmisión no sean
las adecuadas. En ese contexto es que la metodología general ha considerado esta
variable incorporándola por medio de una participación activa de las empresas
subtransmisoras y el know-how que cada una de éstas puede aportar para la
recomendación de expansiones eficientes técnica y económicamente.
Mediante estos criterios se realizarán los análisis de suficiencia y eficiencia en la expansión en
el largo plazo en los sistemas de subtransmisión. La figura siguiente presenta un esquema al
respecto.
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Figura 4: Análisis Suficiencia Largo Plazo
En virtud de lo anterior se puede concluir que la metodología de Análisis para la Expansión de
los Sistemas de Subtransmisión posee un alto nivel de complejidad y de cantidad de análisis,
no sólo por el volumen de instalaciones involucradas, sino también por la diversidad de
estudios asociados y que deben ser complementarios y coherentes entre ellos: revisión de
instalaciones, verificación de conexión, visitas a terreno, estudios eléctricos, estudios de
despacho económico, desarrollo de proyectos, valorización de proyectos, evaluaciones
económicas y otros análisis adyacentes. No obstante, el desarrollo de una correcta
planificación de los sistemas de subtransmisión aporta beneficios futuros en suficiencia y
seguridad, en reducción de costos de operación del sistema, así como aumento de
competencia en el sector, potenciando el acceso abierto para los desarrolladores de nuevos
proyectos de generación y consumo con intención de conectarse a estos sistemas.
6 DIAGNOSTICO DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
En virtud a la metodología planteada, y las obligaciones de la DPD en cuanto al desarrollo de
las revisiones de expansiones de los sistemas de subtransmisión, se revisarán los análisis que
se han desarrollado y que involucran instalaciones de subtransmisión. El objetivo del
diagnóstico es identificar el conjunto de subestaciones en las cuales coexisten instalaciones
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troncales y de subtransmisión que requieren un proyecto de expansión que dé cuenta del
cumplimiento normativo referente al artículo 3-24 de la NTSyCS.
Para efectos de lo anterior, se analizaron los resultados y recomendaciones de los siguientes
informes elaborados por las diferentes Direcciones del CDEC SIC.
a) Minutas N°4/2015, Revisión Estándares Normativos Subestaciones Troncales,
DPD: contienen una revisión del cumplimiento normativo de las instalaciones
troncales del SIC en cuanto a diseño, estudios de fallas y requerimientos futuros. El
análisis incluye las instalaciones de subtransmisión que converjan en subestaciones
troncales.
b) Minutas N°5/2015, Análisis Fallas Severidad 8 y 9 en Subestaciones Troncales
DPD: contienen una revisión del cumplimiento normativo de las subestaciones
troncales en cuanto a las fallas de severidad 8 y 9 en el largo plazo. Se identifican
mejoras en cuanto a la configuración de las subestaciones que involucran expansiones
en las instalaciones de subtransmisión.
c) Informe Anual Requerimientos de Mejoras en las Instalaciones de Transmisión
para la Operación, DO: contiene una revisión del cumplimiento normativo y mejoras
que requieren las instalaciones de transmisión (troncales, subtransmisión y
adicionales) desde el punto de vista de la operación.
d) Estudio de Evaluación Fallas Severidades 8 y 9 en el SIC, DO. contiene un análisis
del cumplimiento normativo en cuanto a la fallas de severidad 8 y 9 en el sistema de
transmisión para junio de 2017, a fin de proponer medidas para que dichas fallas no
sean propagadas provocando desconexión de consumos que representen el 10% o
más de la demanda del sistema.
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7 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DE LOS
SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
Considerando los análisis que deben desarrollarse para la correcta evaluación de las
expansiones en los sistemas de subtransmisión, así como la identificación de subestaciones
con incumplimiento de diseño, presentadas en las minutas N°4-2015 y N°5-2015, para la
presente revisión de expansiones en los sistemas de subtransmisión, en esta ocasión se
abordará el aspecto referente a las exigencias de diseño de las subestaciones, planteado en la
metodología.
Figura 5: Aplicación metodología expansión subtransmisión
EXIGENCIA DISEÑO DE SUBESTACIONES 7.1
Considerando las conclusiones de los estudios señalados en el punto 6 fue posible identificar
subestaciones que poseen tanto instalaciones troncales como de subtransmisión que no
cumplen con las exigencias de diseño establecidas en la normativa y que por lo tanto
requieren ser analizadas en mayor detalle a fin de proponer proyectos de expansión. Los
análisis eléctricos se encuentran contenidos en ANEXO 1 al presente informe. En este contexto
las subestaciones identificadas y sobre las cuales se desarrollarán proyectos de expansión son
las siguientes:
7.1.1 S.E. CARDONES
La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, los
elementos troncales están conectados equilibradamente entre las dos barras. No obstante las
instalaciones de subtransmisión pertenecientes al STX-B, ATR1 y ATR3 220/110 kV están
conectadas a la sección de barra 1, una falla en esta sección provocará la salida intempestiva
de ambos elementos de transformación, sobrecargando el autotransformador que está
TOPOLOGÍA DE CONEXIÓN A SISTEMAS
DE SUBTRANSMISIÓN
ANÁLISIS DE SUFICIENCIA LARGO PLAZO
CRITERIO SEGURIDAD N-1
EXIGENCIAS DE DISEÑOS DE INSTALACIONES
Mantención Interruptores
Configuración Barras
Configuración Transformadores
EFICIENCIA ECONÓMICA
Determinación Límites
Operacionales N-1
(Instalaciones tensión > 200 kV)
METODOLOGÍA DE ANALISIS PARA LA EXPANSION DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
conectado en la segunda sección de barra, ATR2 220/110 kV, provocando su desconexión por
operación de las protecciones y posteriormente generando pérdida de consumo.
Por otro lado, se debe mencionar que los interruptores de 220 kV de los 3
autotransformadores no poseen conexión a barra de transferencia para mantención,
vulnerando la normativa en este aspecto.
Considerando lo previamente expuesto, la DPD del CDEC SIC desarrolló un proyecto de
normalización que considera una topología de conexión que permite que ante falla de
severidad 9, en cualquiera de las barras, queden operativos al menos dos de los tres
autotransformadores 220/110 kV que posee la subestación Cardones. Además, esta propuesta
de proyecto considera la conexión de los autotransformadores a la barra de transferencia
para dar cumplimiento a la mantención de los interruptores de éstos. Las características del
proyecto y sus valores de inversión referencial se encuentran en el punto 8.1.
7.1.2 S.E. MAITENCILLO
La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, los
elementos troncales de transformación 220/110 kV (ATR1 y ATR2) pertenecientes al sistema
de subtransmisión STX-B están conectados equilibradamente entre las dos barras. Ante falla
de severidad 8 o 9 queda operativo sólo un autotransformador con sobrecarga cercana al
30%, situación que podría provocar su desconexión y la consecuente pérdida de consumo.
Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que de
cuenta de los requerimientos de diseño estipulados en la normativa. El proyecto deberá
considerar una topología de conexión que permita que ante falla de severidad 8 ó 9 no se
provoquen perdidas del consumo, un posible tercer transformador (nuevo) conectado en
interruptor y medio podría ser una solución viable. Los análisis finales del proyecto serán
realizados en versiones posteriores de este estudio.
7.1.3 S.E PAN DE AZÚCAR
La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, los
elementos troncales están conectados equilibradamente entre las dos barras. No obstante las
instalaciones de subtransmisión ATR3 y ATR9 220/110 kV, pertenecientes al STX-B, están
conectadas a la sección de barra 1 con un único interruptor, una falla en esta sección
provocará la salida intempestiva de ambos elementos de transformación, sobrecargando a
niveles inadmisibles el ATR4 220/110 kV, conectado en la segunda sección de barra,
provocando su desconexión producto de la operación de las protecciones y posteriormente
generando una pérdida de consumo
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
Asimismo, ante falla de severidad 8 en alguno de los autotransformadores ATR3 y ATR9
220/110 kV, se provocará el mismo efecto que la falla de severidad 9 mencionada en el
párrafo anterior, ya que comparten el interruptor de conexión.
Finalmente los interruptores JT5 (CER 2), JT6 (CER 1) y JCE5 (CCEE) no cumplen con criterio
de mantenimiento, ya que no están conectados a la barra de transferencia.
Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que dé
cuenta de todas los requerimientos para el cumplimiento normativo en el diseño de la
subestación. El proyecto deberá considerar una topología de conexión que permita que ante
falla de severidad 8 y 9 no exista desconexión de más de uno de los tres autotransformadores,
además de la conexión de los mencionados interruptores a la barra de transferencia para
permitir el mantenimiento. Los análisis finales del proyecto serán realizados en versiones
posteriores de este estudio.
7.1.4 S.E LOS MAQUIS
La configuración actual de esta subestación es de barra simple sin barra de transferencia, a
ésta se conectan 2 circuitos troncales, dos circuitos adicionales y un transformador 220/110
kV perteneciente al sistema de subtransmisión STX-C conectado a la barra de 220 kV sin
interruptor. Ante falla de severidad 8 y 9 se desconectan todos los elementos y se provoca la
pérdida de consumo de la zona de Aconcagua.
Considerando lo previamente expuesto, desde abril del presente año la DPD del CDEC SIC, en
conjunto con la empresa Colbún, desarrolló un proyecto de normalización de la subestación
que involucró la expansión de las ampliaciones troncales y de subtransmisión de la
subestación Los Maquis. El proyecto consiste en modificar la topología de conexión de la
subestación de barra siempre a doble interruptor incorporando equipos híbridos y GIS. En
este contexto, la DPD del CDEC SIC propuso en el informe Complemento del Plan de Expansión
del Sistema de Transmisión Troncal la ampliación troncal de la nueva obra, la cual consiste en
incluir una barra GIS que permita conectar en topología de doble interruptor los paños
troncales y deje disponible espacios para otras modificaciones en instalaciones adicionales y
de subtransmisión.
En el presente informe de recomendación de expansiones de los sistemas de subtransmisión,
y en coherencia con la solución planteada para el troncal, se propone el desarrollo de un
proyecto que involucra modificar la topología de conexión del actual transformador 220/110
kV a doble interruptor e incorporando un segundo transformador 220/110 kV en la misma
topología de conexión, Con lo anterior se busca evitar la pérdida de consumo ante falla de
severidades 8 y 9 en la subestación Los Maquis. Las características del proyecto y sus valores
de inversión referencial se encuentran en el punto8.2.
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
7.1.5 S.E CHENA
La configuración actual de esta subestación es de barra simple más barra de transferencia, a
ésta se conectan 6 circuitos troncales y dos transformadores 220/110 kV pertenecientes al
sistema de subtransmisión SIC-D.
Ante falla de severidad 9 en la única sección de barra se desconectan todos los elementos y se
provoca la pérdida de consumo de la zona sur de la Región Metropolitana. Adicionalmente los
interruptores J3 y J4 del tramo Chena-Alto Jahuel 220 kV no están conectados a barra de
transferencia.
Considerando lo previamente expuesto, la empresa Chilectra envió un proyecto de
normalización eficiente desde el punto de vista técnico y económico, el cual la DPD del CDEC
SIC propuso como obra de ampliación troncal en el Informe de Propuesta de Expansiones del
Sistema de Transmisión Troncal. El proyecto propuesto considera una segunda sección de
barra a fin de posibilitar la conexión equilibrada de todos los elementos y que evitar la
propagación de la falla de severidad 9, además de incluir la conexión de los interruptores J3 y
J4 a la barra de transferencia.
Con este proyecto, que involucra ampliaciones de las instalaciones troncales de la subestación
Chena, se da cuenta de todas las problemáticas asociadas a las instalaciones de
subtransmisión STX-D de la mencionada subestación, por lo tanto en la presente revisión de
las expansiones de los sistemas de subtransmisión, no se considera necesario proponer
expansión de subtransmisión en la subestación Chena.
7.1.6 S.E CHARRÚA
La configuración actual de esta subestación es de tres secciones de barra más barra de
transferencia. Esta subestación es de las más relevantes en el SIC ya que a ella se conectan
instalaciones troncales, de subtransmisión pertenecientes al STX-E y la gran parte del polo
hidráulico de la zona mediante sistemas adicionales.
Ante falla de severidad 9 en la segunda sección de barra se pierden 3 de los 4 enlaces que
abastecen la zona de Concepción, provocando la respectiva pérdida del consumo.
Considerando la relevancia de la subestación Charrúa y en el entendido que la solución
involucra instalaciones troncales y de subtransmisión. La DPD del CDEC SIC, en el informe
Complemento del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, recomendó el
proyecto de normalización de la subestación Charrúa que consiste en desarrollar una
conexión en topología de interruptor y medio entre la línea troncal Lagunillas y la línea de
subtransmisión Concepción, modificando además la conexión a las barras de los respectivos
paños. El valor de inversión de este propuesta de proyecto es de 3.2 MMUSD.
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
En virtud a lo anterior, se concluye que los problemas asociados a la falla de severidad 9 de la
subestación Charrúa, fueron abordados mediante la propuesta de ampliación troncal, y que si
bien el desarrollo del proyecto involucra instalaciones de subtransmisión, la solución troncal
fue desarrollada de forma eficiente desde el punto de vista técnico y económico teniendo
presente las implicancias de mejoras tanto para el sistema troncal como la subtransmisión, de
esta forma, en el presente informe no es necesario la inclusión de otras obras de expansión de
subtransmisión para abordar la problemática resuelta mediante las obras troncales.
Por otro lado, ante falla de severidad 8 en el transformador 220/154 kV, que implica la salida
del transformador Charrúa 220/154 kV y de los bancos de autotransformadores conectados
en el terciario de éste, se pone en riesgo el suministro de la zona producto de la falta de
abastecimiento local de reactivos. La solución a esta problemática no necesariamente es la
incorporación de un segundo transformador, sino que podría solucionarse con la
incorporación de equipos que aporten reactivos localmente, lo cual será analizado en
versiones posteriores de ese estudio.
7.1.7 S.E VALDIVIA
La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, a
ésta se conectan cuatro circuitos troncales y dos transformadores 220/66 kV (TR1 y TR4)
pertenecientes al sistema de subtransmisión STX-E mediante un único interruptor conectado
a la sección 1 pero no a la barra de transferencia.
Ante falla de severidad 9 en la primera sección de barra se desconectan ambos
trasformadores, provocando la respectiva pérdida del consumo. La misma situación de
desabastecimiento ocurre ante falla de severidad 8 en cualquiera de los dos transformadores,
ya que éstos están conectados en paralelo con un único interruptor. Ahora bien, incluso
considerando la conexión normalizada de los dos transformadores, ante falla de severidad 8,
para el año 2018 el transformador que queda operativo tendrá una sobrecarga inadmisible
que pondrá en peligro el suministro de la zona.
Cabe destacar que con fecha 22-9-2014 la empresa propietaria de los equipos de
transformación de la subestación, STS, indicó mediante carta a la DO que realizará obras para
normalizar la conexión de los transformadores, mediante la conexión del TR4 a la segunda
sección de barra, pero sin la conexión a la barra de transferencia
En virtud a todo lo anterior, la DPD del CDEC SIC ha revisado los antecedentes del proyecto de
STS a fin de incluirlo en el plan de expansión de los sistemas de subtransmisión, sobre el cual
se ha añadido la conexión de ambos transformadores a la barra de transferencia. Las
características del proyecto y sus valores de inversión referencial se encuentran en el
punto8.3.
Sin perjuicio de lo anterior, los estudios realizados por la DPD del CDEC SIC muestran la
necesidad de realizar ampliaciones en el sistema de subtransmisión, producto del crecimiento
Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de la Subtransmisión- 31/12/2015
de la demanda de la zona. En ese contexto la DPD está revisando la posibilidad de incluir un
nuevo proyecto de ampliación que podría involucrar un nuevo transformador 220/66 kV u
otro tipo de apoyo desde otro punto del sistema troncal para abastecer la demanda de la zona.
7.1.8 S.E RAHUE
La configuración actual de la subestación es de barra simple más barra de transferencia; sin
embargo, con las ampliaciones fijadas en el DS 201/2014 esta subestación pasará a tener una
configuración de doble barra más barra de transferencia y seccionará los dos circuitos del
tramo Valdivia-Puerto Montt 2x220 kV.
La falla de severidad 9 en la sección de barra 1 no provoca problemas de sobrecarga en el
sistema troncal; sin embargo, deja fuera de operación el circuito de subtransmisión Rahue-
Pilauco 1x220 kV que conecta el transformador 220/66 kV, ambas instalaciones
pertenecientes al STX-F, provocando la pérdida del consumo asociado. Misma situación se
produce ante falla de severidad 8 en el transformadores Pilauco 220/66 kV.
Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que
modifique la conexión del transformador Pilauco 220/66 kV y de la línea Pilauco-Rahue
1x220 kV, a fin de que ante falla de severidad 9 en la subestación Rahue o falla de severidad 8
en Pilauco 220/66 kV no se provoque la pérdida del consumo. Posiblemente será necesaria la
inclusión de un segundo transformador conectado a la segunda sección de barra. Los análisis
finales del proyecto serán realizados en versiones posteriores de este estudio.
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METODOLOGÍA PARA LA REVISIÓN DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO 7.2
Para realizar el análisis de la de suficiencia de largo plazo se requiere de la correcta y
detallada modelación de los sistemas de subtransmisión en el software de despacho
económico de carga PLP, así como la comprobación de que el método DC de cálculo de flujos
de potencia no presenta errores significativos en los sistemas de subtransmisión, los cuales
poseen niveles de tensión inferiores a 220 kV, situación que según la literatura no es
correctamente representada mediante el modelo DC.
En el ANEXO 2 se presenta un estudio respecto a los resultados de flujos de potencia mediante
los métodos AC y DC en diferentes sistemas eléctricos, concluyendo que en sistemas eléctricos
con alto nivel de demanda y carga de los elementos de transmisión, el nivel de errores de la
aproximación mediante el método DC es bajo y eventualmente despreciable con respecto al
total del sistema.
Los resultados de este estudio entregan indicios auspiciosos respecto de la aplicabilidad de la
modelación de los sistemas de subtransmisión en conjunto con el resto del sistema eléctrico
en los modelos de coordinación hidro-térmica de largo plazo. En virtud a esto, y con el fin de
avanzar en pro de la correcta modelación y planificación de los sistemas de subtransmisión es
que la DPD del CDEC SIC ha comenzado el desarrollo la modelación de los sistemas de
subtranmisión.
.
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8 DESARROLLO PROYECTOS DE NORMALIZACIÓN EN SUBESTACIONES
CON INSTALACIONES DE SUBTRANSMISIÓN
Identificadas las subestaciones que comparten instalaciones troncales y de subtransmisión
que necesitan regularización, se desarrollaron proyectos de normalización que dan cuenta de
los requerimientos normativos. A continuación se presenta un resumen de las obras de
expansión de subtransmisión propuestas, con su respectivo valor de inversión y plazo de
puesta en servicio.
Tabla 2:: obras de ampliación propuestas para sistemas de subtransmisión
N°
Obra Sistema VI miles de US$
Plazo meses
Responsable
1
Ampliación Subestación Cardones: instalación equipo híbrido para conexión en topología de doble interruptor del ATR 1 (220/110 kV), y conexión a barra de transferencia de los interruptores de JT2 (ATR2 220/110 kV) y JT3 (ATR3 220/110 kV)
STX-B 2.780 24 Transelec
2
Ampliación Subestación Los Maquis: Instalación segundo transformador 220/110 kV (120 MVA) en configuración de doble interruptor entre la barra AIS y GIS, y modificación conexión al transformador existente a la barras GIS en configuración doble interruptor entre la barra AIS y GIS.
STX-C 13.493 28 Colbún
3 Ampliación Subestación Valdivia: Conexión a BT de TR1 (220/66 kV)
y TR4 (220/66 kV) en patio de 220 kV y en patio de 66 kV, y otras obras de ampliación menores.
STX-F 1.169 24 STS
El detalle y características de los proyectos desarrollados por la DPD, se presentan a
continuación. Cabe destacar que en el caso de las S. E. Los Maquis, el diseño del proyecto fue
elaborado en conjunto con la empresas propietaria. En caso de la S.E. Valdivia, el proyecto
consideró la información proporcionada a la fecha por el propietario, quedando a la espera de
observaciones de parte de STS.
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PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E CARDONES 8.1
El Proyecto Normalización Subestación Cardones, en cuanto a las instalaciones de
subtransmisión, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que
señala: “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas
pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”. Este criterio de
seguridad es vulnerado ante falla de severidad 9 en la sección de barra 1, la cual deja fuera de
operación el transformador ATR1 220/110 kV y ATR3 220/110 kV, y provocando la
sobrecarga inadmisible de 100% en el ATR2 220/110 kV, poniendo en riesgo el suministro de
la zona. Cabe destacar que los tres autotransformadores son calificados como parte del
sistema de subtransmisión STX-B. Los antecedentes del estudio de falla de severidad 9 pueden
encontrarse en el ANEXO 1 del presente estudio.
Por otro lado, y en relación al mantenimiento de interruptores de los autotransformadores
ATR1 220/110 kV, ART2 220/110 kV y ATR3 220/110 kV, existe incumplimiento normativo
en cuanto a que la topología de conexión de éstos debe incluir la conexión a la barra de
transferencia de manera que las instalaciones que conecten queden operativas durante el
mantenimientos del respectivo interruptor.
En virtud a los incumplimientos previamente mencionados, se desarrolló un proyecto que se
presenta como una solución orgánica que contempla la regularización de la topología de la
subestación en cuanto a severidad 9 y mantenimiento de interruptores.
8.1.1 SITUACIÓN ACTUAL
La subestación Cardones, en el patio de 220 kV, posee 8 paños de línea, 3 paños de
transformación y 2 futuros paños de línea que están en construcción. De todos éstos, sólo los
paños JT1, JT2 y JT3 pertenecen al sistema de subtransmisión STX-B.
Por otro lado, actualmente existen 4 paños de línea troncales más otros dos que actualmente
están en construcción por la empresa ELETRANS y que corresponden al tramo D.Almagro-
Cardones 2x220 kV. El resto de paños de línea corresponden a instalaciones adicionales. En la
siguientes dos figuras se presenta la subestación mediante un diagrama eléctrico y un
diagrama geográfico.
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Figura 5: Diagrama unilineal subestación Cardones, patio 220 kV, SCADA
Figura 6: Layout subestación Cardones
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8.1.2 DESARROLLO DE ALTERNATIVA
8.1.2.1 ANÁLISIS CONCEPTUAL
De acuerdo a señalado en el ANEXO 1 del presente informe, para que la subestación Cardones
cumpla los requerimientos de la Norma Técnica en cuanto a instalaciones de subtransmisión,
es necesario que ante falla de severidad 9 en cualquiera de las barras, queden operativos al
menos dos de los autotransformadores 220/110 kV. Adicionalmente, con la finalidad de
realizar un mantenimiento de interruptores se requiere al menos considerar conexión a la
barra de transferencia de los interruptores de ATR1, ATR2 y ATR3.
Al observar los espacios disponibles y revisar detalles mediante una visita a la subestación
realizada en octubre del 2015, se propone como proyecto de solución que el ATR1 220/110
kV se conecte con configuración de doble interruptor entre las barras 1 y 2, y que por otro
lado se extienda la conexión del ART2 y ATR3 a la barra de transferencia.
8.1.2.2 CONFIGURACIÓN
La alternativa recomendada propone una configuración de doble interruptor para el ATR 1, y
la extensión a la barra de transferencia de los interruptores de ATR3 y ATR2 indicada
esquemáticamente en la siguiente figura.
Figura 7: Diagrama alternartiva de proyecto de normalización subestación Cardones
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En vista a los requerimientos normativos, se propone el desarrollo de un proyecto de
normalización para la subestación Cardones consistente en lo siguiente:
a) Modificar la conexión del ATR 1 a topología de doble interruptor mediante la
instalación de un interruptor híbrido. Con este desarrollo se da cuenta de los
requerimientos de diseño ante falla de severidad en cualquiera de las dos
secciones de barra.
b) Conectar los interruptores de ATR2 y ATR3 a la barra de transferencia mediante
las instalaciones de dos desconectadores y los respectivos aisladores de pedestal.
Con este desarrollo se dará cuenta de la exigencia normativa en cuanto al
mantenimiento de interruptores.
8.1.2.3 MODIFICACIÓN ATR 1 220/110 KV A CONFIGURACIÓN DE DOBLE
INTERRUPTOR
Actualmente en la S.E. Cardones existen 4 transformadores, que reducen la tensión desde 220
kV a 110 kV; tres de ellos convierten directamente 220 kV en 110 kV, mientras que el restante,
que se utiliza en casos de emergencia o mantenciones mayores en los otros transformadores,
está compuesto por dos transformadores en tándem; el primero de 220 kV a 154 kV y luego,
un segundo banco de autotransformadores, convierte de 154 kV a 110 kV.
Cada uno de los transformadores 220/110 kV (ATR1, ATR2 y ATR3) se conecta a una de las
barras principales, según corresponda, mediante un paño dedicado. Para el caso del Tandem,
por ser equipos que se utilizan en caso de emergencia y mantenciones mayores en algunos de
los otros transformadores, no tiene un paño dedicado ya que su conexión se realiza mediante
chicotes, directamente a la barra 1, o a la barra 2 mediante una barra auxiliar. En la Figura 8,
se muestra la ubicación de la barra auxiliar y el equipo Tandem.
Figura 8: Ubicación barra auxiliar y equipo Tandem – vista de poniente a oriente
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Cabe destacar que si bien esta solución provisoria que consiste en la utilización del Tandem
ha permitido a la fecha evitar pérdidas de suministro en subtransmisión, no soluciona el
problema de severidad 9.
Para conectar el ATR1 a la sección 2 de la barra principal, se requiere instalar un paño en el
terreno demarcado donde lo indica la Figura 9.
Figura 9: Terreno requerido para emplazamiento del nuevo paño e interferencias existentes
Una vista oriente a poniente de la torre auxiliar que conecta la barra auxiliar del Tandem a la
sección 2 de la barra principal, se aprecia en la Figura 10.
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Figura 10: Torre auxiliar
De la Figura 9 y Figura 10 se puede indicar:
Dado el espacio disponible, el paño tendría que considerar tecnología híbrida o GIS.
Se requiere conectar el nuevo paño a la barra auxiliar ATR1. Para esto se requiere
retirar los conductores de la barra auxiliar del Tandem.
Para conectar el nuevo paño del ATR1 a la barra principal sección 2, se requiere
retirar la torre auxiliar.
La solución propuesta se muestra en la Figura 11.
8.1.2.4 CONEXIÓN PAÑOS DE ATR 2 Y ART 2 A BARRA DE TRANSFERENCIA
En S/E Cardones ninguno de los transformadores existentes está conectado a la barra de
transferencia, debido a que esta conexión es exigida en la nueva versión de la NTSyCS. Así, se
requiere instalar para el ATR2 y ATR3 un desconectador y aisladores de pedestal. Por motivos
de seguridad (reducir tiempos de desconexiones que generen eventuales sobrecargas
críticas), estos desconectadores podrán ser operados a distancia. La solución propuesta se
muestra en la Figura 11 .
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8.1.2.5 DISPOSICIÓN DE EQUIPOS
Conforme a la propuesta de normalización, se presenta a continuación el diagrama de planta
con las obras de ampliación de subtransmisión recomendadas para la subestación Cardones.
Figura 11: Proyecto propuesto normalización subtransmisión S.E Cardones
El equipamiento primario requerido por las ampliaciones recomendadas se resume en la
siguiente tabla:
Tabla 3:: Resumen requerimientos Mínimos Instalaciones de Transmisión
Equipo Cantidad
Paño híbrido 220 Kv, que incluye todos los elementos necesarios para su correcta operación, siendo estos desconectadores, TT/CC, entre otros
1
Aislador pedestal 18
Desconectadores motorizado de apertura central 220 kV 2
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8.1.2.6 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS
Para efectos del desarrollo del proyecto, se presenta a continuación indicaciones y conceptos
generales que describen el proceso de obras.
Las obras para la Conexión de ATR1 en configuración de doble interruptor son las siguientes:
a) Construcción de fundaciones para el nuevo equipamiento
b) Retiro de conductor de barra auxiliar Tandem
c) Instalación de equipos: equipo híbrido y aisladores de pedestal
d) Obras menores, destacando modificaciones menores al sistema de control y ajustes
menores de protecciones, conexión de nuevos equipos a la malla de tierra, entre otros.
Las Obras para la Conexión de ATR2 y ATR3 a la barra de transferencia son las siguientes:
a) Construcción de fundaciones para el nuevo equipamiento
b) Instalación de equipos: desconectadores y aisladores de pedestal
c) Obras menores, destacando modificaciones menores al sistema de control y ajustes
menores de protecciones, conexión de nuevos equipos a la malla de tierra, entre otros.
8.1.3 VALOR DE INVERSIÓN
En base a las características del proyecto de ampliación de las instalaciones de
subtransmisión de la subestación Cardones, se determinó referencialmente que el valor de
inversión asciende a 2,78 MMUSD.
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Tabla 4: Valor de inversión Cardones – ampliación subtransmisión
8.1.4 PLAZO Y RESPONSABLE
El plazo estimado de ejecución para la obra es de 24 meses y la empresa responsable de esta
obra de ampliación es Transelec.
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PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. LOS MAQUIS 8.2
El Proyecto Normalización Subestación Los Maquis, en cuanto a las instalaciones de
subtransmisión y de transmisión troncal, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y
Calidad de Servicio, que señala: “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla
de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no
falladas…”. Este criterio de seguridad es vulnerado ante falla de severidad 9 en la única barra,
provocando la salida de servicio de todos los elementos troncales y del transformador
220/110 kV perteneciente al sistema de subtransmisión STX-C, y finalmente generando la
pérdida del consumo de la zona de Aconcagua. Los antecedentes del estudio de falla de
severidad 9 pueden encontrarse en el del presente informe. Además ninguno de los paños
troncales posee posibilidad de mantenimiento ya que no existe barra de transferencia.
Por otro lado, y en relación únicamente a las instalaciones de subtransmisión se aprecia un
incumplimiento en la topología de conexión del único transformador 220/110 kV, el cual se
encuentra conectado directamente a la barra de 220 kV, sin un interruptor.
Adicionalmente, se vulnera el criterio de configuración de transformadores indicado en la
Norma Técnica, el cual señala: “…se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser
controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”. Este criterio es vulnerado ante
falla de severidad 8 en el único transformador 220/110kV, provocando la pérdida de
consumo de la zona de Aconcagua. Los antecedentes del estudio de falla de severidad 8
pueden encontrarse en el ANEXO 1 del presente informe.
En virtud a los incumplimientos previamente mencionados, se desarrolló un proyecto que se
presenta como una solución orgánica que contemple la regularización de la subestación en
cuanto a los elementos troncales y de subtransmisión. Cabe destacar que las características
del proyecto se desarrollaron en conjunto a la empresa Colbún S.A, propietaria de la
subestación.
8.2.1 SITUACIÓN ACTUAL
La S.E. Los Maquis tiene 5 paños de 220 kV, dos de ellos troncales provenientes de Polpaico,
un paño de subtransmisión asociado al transformador 220/110 kV, uno desde la central
Hornitos y un último paño que conecta el consumo de la minera Andina. Cabe destacar que en
cuanto a instalaciones pertenecientes al sistema de subtransmisión, el transformador
220/110 kV se encuentra conectado a la barra principal mediante un desconectador directo a
la barra principal. Una vista aérea general de la S.E. se muestra en la Figura 12.
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Figura 12: S/E Los Maquis
8.2.2 DESARROLLO DE ALTERNATIVA PROYECTO DE NORMALIZACIÓN
8.2.2.1 ANÁLISIS CONCEPTUAL
De acuerdo a lo señalado en el del presente informe, para que la subestación Los Maquis
cumpla los nuevos requerimientos de la Norma Técnica en cuanto a instalaciones de
subtransmisión, es necesario normalizar la conexión del transformador existente, instalar un
segundo transformador 220/110 kV, y permitiendo efectuar labores de mantenimiento a sus
interruptores sin requerir desenergizar los transformadores. La factibilidad de lo anterior fue
verificada en una visita técnica realizada el primer semestre del presente año, además del
trabajo conjunto con el propietario.
El proyecto de subtransmisión a desarrollar dependerá de la configuración de la subestación.
Dado que en la revisión 2015 del estudio de transmisión troncal se recomendó modificar la
configuración de esta subestación a doble interruptor, la normalización de la conexión del
transformador existente deberá ser en configuración doble interruptor. De la misma manera
se requerirá desarrollar la misma configuración para la conexión del segundo transformador
que permitirá cumplir con la exigencia de severidad 8. Lo anterior, implica 1 paño en GIS para
cada transformador y un segundo paño híbrido.
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8.2.2.2 CONFIGURACIÓN
Tal como se indicó anteriormente, se recomendó en la revisión del ETT 2015 la modificación
de la configuración de la subestación a doble interruptor, mediante la instalación de un GIS
220 kV barra simple. El GIS, permitirá la conexión de todos los elementos troncales y de
subtransmisión de la subestación. Incluso, se estableció que el GIS permita la conexión de 4
paños, pero disponga de servicios auxiliares para 6 paños, de manera de permitir una
eventual conexión futura de los paños adicionales. La Figura 13 presenta un diagrama unilineal
esquemático de la propuesta del proyecto.
Figura 13: Diagrama unilinealsimplificado proyecto Los Maquis
En consistencia con la normativa, es necesario regularizar la conexión de los paños troncales y
el transformador 220/110 kV. En vista de lo anterior, se propone que el GIS mostrado en la
Figura 13 permita la conexión de 6 circuitos: 2 bahías para normalizar los paños troncales, 2
bahías para la conexión de los paños existentes y futuros de subtransmisión (correspondiente
al nuevo transformador 220/110 kV) y 2 bahías para la conexión de nuevos circuitos
adicionales, o bien, dejar abierta la posibilidad que los paños adicionales existentes que lo
requieran asuman a futuro la misma configuración de los paños troncales, con la finalidad de
otorgar mayor suficiencia al sistema.
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8.2.2.3 NORMALIZACIÓN DE CONEXIÓN TRANSFORMADOR 220/110 KV
El transformador 220/110 kV se conecta a la barra principal existente a través de un
desconectador 220 kV de apertura central sin el respectivo interruptor (Figura 14). Para
normalizar esta conexión, se sugiere reemplazar el desconectador por un equipo híbrido (que
incluye interruptor, desconectador, TT/CC y, en general, cualquier elemento necesario para su
correcta operación). Debido al impacto en tiempos de desconexión que lo anterior significa, se
propone que esta normalización se realice luego de poner en servicio un segundo
transformador 220/110 kV, requerido para dar cumplimiento de la subestación a la exigencia
de severidad 8.
Figura 14: Reemplazo de desconectador por equipo híbrido
Por otro lado, como este paño debe permitir la mantención de su interruptor sin dejar fuera
de servicio al transformador, se propone que entre el equipo híbrido y el transformador, se
deje espacio para la instalación de mufas que permitan conectar el transformador al GIS
indicado en la Figura 13, de manera de adoptar la configuración doble interruptor.
8.2.2.4 EMPLAZAMIENTO BARRA GIS
La zona propuesta para el emplazamiento de la barra GIS es la indicada en la Figura 15, cuyos
terrenos son propiedad de Colbún.
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Figura 15: Zona de emplazamiento de la barra GIS
La zona propuesta en terreno para emplazamiento del GIS vista en la Figura 15, se aprecia
como lo muestra la Figura 16.
Figura 16: Zona de emplazamiento de la barra GIS
8.2.2.5 DISPOSICIÓN DE EQUIPOS
Finalmente, la propuesta de normalización que se muestra en la Figura 17.
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Figura 17: Disposición de equipos – Resumen de obra
Lo anterior, se resume en el Tabla 5.
Tabla 5: Equipos por tipo de sistema
Equipo Cantidad
Paño GIS 220 kV 2
Paño híbrido 220 kV 2
Transformador trifásico 220/110 kV (120 MVA) 1
Mufas 220 kV 9
Cable 220 kV Si
Paño híbrido 110 kV 1
Mufas 110 kV 6
Cable 110 kV Si
Cabe señalar que el galpón GIS y sus servicios auxiliares deben permitir la instalación y
operación de 6 paños.
8.2.2.6 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS
Las obras de subtransmisión se propone se lleven a cabo de la siguiente manera, sin ser
exhaustivo ni representar una secuencia de construcción:
a) Instalación de un segundo transformador 220/110 kV (120 MVA), y su respectivo
paño GIS.
b) Conexión del 2° transformador al GIS y puesta en operación
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c) Desenergización del transformador 1 (existente previo al proyecto). Para esto se
requiere desenergizar provisoriamente la barra aire para retirar los chicotes.
d) Modificación del paño del transformador 1 e instalación de un paño GIS para este
transformador (al finalizar las pruebas y entregado a la operación, este transformador
tendrá un paño configuración doble interruptor)
e) Una vez energizado el transformador 1, se procede a desenergizar el transformador 2.
f) Construcción de paño aire mediante equipo híbrido para el transformador 2; pruebas
y entrega en operación.
De esta manera, ambos transformadores quedan conectados en doble interruptor,
cumpliendo las nuevas exigencias de la normativa.
8.2.3 VALOR DE INVERSIÓN
Si bien el proyecto de normalización de la subestación Los Maquis se realizó considerando la
coherencia técnica de todos los elementos que a ésta confluyen, para efectos de la presente
revisión de las expansiones del sistema de subtransmisión, se presenta a continuación la
valorización de las obras de ampliación de subtransmisión recomendadas para la
mencionada subestación, perteneciente al sistema STX-C, el cual asciende a 13.493 MUSD.
Tabla 6: Valor de inversión Los Maquis – ampliación subtransmisión
Cabe señalar que es recomendable que las obras de normalización de la S.E. para los efectos de las instalaciones de subtransmisión y otras que se requieran para cumplir NTSyCS, se
# Descripción Cantidad Unidad Valor unidad Valor total
1 Equipos y materiales 5.708.107USD
1.1 Equipos primarios (Trafo 220/110 kV+ Eqs Hibri+ paños GIS+ otros) 1 gl 5.633.684USD 5.633.684USD
1.2 Materiales 1 gl 74.423USD 74.423USD
2 Obras civiles 380.577USD
2.1 Obras civiles y fundaciones 1 gl 372.597USD 372.597USD
2.2 Estructuras metálicas 1 gl 7.980USD 7.980USD
3 Otros 3.524.121USD
3.1 Ingeniería 1 gl 333.742USD 333.742USD
3.2 Medioambiente 1 gl 84.786USD 84.786USD
3.3 Mano de obra, maquinaria, instalación de faena 1 gl 2.275.719USD 2.275.719USD
3.4 Transporte + aduana 1 gl 689.032USD 689.032USD
3.5 Puesta en marcha 1 gl 140.842USD 140.842USD
4 Seguros 149.329USD
4.1 Seguro 1 gl 149.329USD 149.329USD
5 Intereses intercalarios 404.184USD
5.1 Intereses intercalarios 1 gl 404.184USD 404.184USD
6 Gastos Generales y utilidades 1.974.408USD
6.1 Gastos generales 1 gl 660.811USD 660.811USD
6.2 Utilidades 1 gl 1.313.597USD 1.313.597USD
7 Adminstración 342.461USD
7.1 Administración e ITO 1 gl 342.461USD 342.461USD
8 Imprevistos 1.010.460USD
8.1 Contingencias 1 gl 1.010.460USD 1.010.460USD
V.I. 13.493.646USD
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ejecuten de manera conjunta con la normalización troncal propuesta; lo anterior para aprovechar las economías de ámbito, escala u otras que signifiquen, por ejemplo, intervenir una sola vez la S.E.
8.2.4 PLAZO DE EJECUCIÓN Y RESPONSABLE
El plazo estimado de ejecución para la obra es de 28 meses y la empresa responsable de esta
obra de ampliación es Colbún.
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PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. VALDIVIA 8.3
El Proyecto Normalización de la subestación Valdivia en cuanto a las instalaciones de
subtransmisión, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que
señala: “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas
pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”. Este criterio de
seguridad era vulnerado ante falla de severidad 9 en la sección de barra 1 del patio de 220 kV,
la cual dejaba fuera de operación ambos transformadores 220/66 kV (TR1 y TR4),
provocando la pérdida del abastecimiento de la zona. Cabe destacar que ambos
transformadores son calificados como parte del sistema de subtransmisión STX-F. Los
antecedentes del estudio de falla de severidad 9 pueden encontrarse en el del presente
informe. Por este motivo, la empresa STS desarrolló un proyecto que se presenta como
solución en cuanto a los requerimientos de falla de severidad 9, y lo implementó, estando
actualmente en servicio.
Por otro lado, y en relación al mantenimiento de interruptores de los transformadores TR1
(220/66 kV) y TR4 (220/66 kV), existe incumplimiento normativo en cuanto a que la
topología de conexión de éstos debe incluir la conexión a la barra de transferencia de manera
que las instalaciones que conectan queden operativas durante el mantenimiento del
respectivo interruptor, razón por la cual la DPD del CDEC SIC desarrolló un proyecto que
considera la conexión de los interruptores de ambos transformadores 220/66kV a la barra de
transferencia y el posterior retiro del interruptor existente del paño JT4.
8.3.1 SITUACIÓN ACTUAL
La subestación Valdivia, en el patio de 220 kV, posee 5 paños de línea, 4 paños pertenecientes
a líneas troncales y un paño de línea adicional. La situación actual, luego de implementado el
proyecto de STS, se muestra en la Figura 18.
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Figura 18: Situación actual S/E Valdivia
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8.3.2 PROYECTO DE NORMALIZACIÓN
La normalización de esta subestación se presenta en contexto del cumplimiento de exigencia
de mantenimiento de interruptores, especialmente para el caso de los transformadores.
8.3.2.1 CUMPLIMIENTO DE EXIGENCIA DE MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES
Para cumplir las exigencias normativas respecto del mantenimiento de interruptores, la DPD
del CDEC SIC consideró la conexión a la barra de transferencia de los transformadores TR1 y
TR4, lo cual se aprecia en la Figura 19 y el retiro del interruptor existente del paño JT4,
Figura 20.
Figura 19: Proyecto propuesto para cumplir exigencias normativas respecto de mantenimiento de interruptores
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Figura 20: Interruptor existente del paño JT4 a retirar
El proyecto de normalización se muestra en el diagrama unilineal esquemático de la Figura 21, la
que muestra además el interruptor a ser retirado.
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Figura 21: Diagrama unilineal esquemático con propuesta de normalización subestación Valdivia
8.3.2.2 PROYECTO DE NORMALIZACIÓN
Para implementar lo anteriormente indicado, se propone, basado en la información recibida
(3 fotografías y un plano de planta de disposición de equipos), lo siguiente:
1. Construir el marco para una nueva barra auxiliar bifásica, tal como lo muestra la
Figura 22. El marco se propone en postes de hormigón, y será la ingeniería quien
deberá recomendar si los postes a utilizar para la nueva barra auxiliar serán de
hormigón pretensado o de hormigón armado, dadas las condiciones de sitio, además
de los esfuerzos a tolerar. Lo anterior, también deberá especificarse para la cruceta
(específicamente en el espesor de esta). Además, la Ingeniería deberá determinar
dónde reubicar el poste de iluminación mostrado en la Figura 22 y destacado en
amarillo en la Figura 24, por interferencia para el montaje de la nueva barra auxiliar.
Por otro lado, el Análisis de Constructibilidad de la Ingeniería deberá determinar si es
necesario además reubicar el poste destacado en naranjo en la Figura 24, por
eventuales interferencias con el movimiento del brazo del camión pluma para el
montaje de los postes de la nueva barra auxiliar.
B2
B1
BT
PU
ERTO
MO
NTT
2
Rah
ue
TRANSFORMADORN° 4 (220/66 kV)
INTERRUPTORA RETIRAR
Propuesta DPD 220 kV
Existente
Equipo a retirar en Propuesta DPD
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Figura 22: Barra auxiliar bifásica – vista hacia S/E
Figura 23: Barra auxiliar bifásica – vista hacia desde S/E hacia Transformador
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Figura 24: Poste de iluminación a reubicar (en amarillo) y eventulamente a reubicar (en naranjo)
2. Desenergizar transformador 4 y remover conexiones (chicotes) a barra auxiliar
existente y de barra auxiliar existente a marco de línea. Luego, realizar las siguientes
conexiones:
a. Conectar la nueva barra auxiliar al Marco de Línea.
b. Conectar 2 fases del transformador, desde los aisladores de pedestal, a la
nueva barra bifásica, en tanto que la fase más cercana de los marcos de línea,
conectarlos directamente a uno de los TT/PP, tal como se muestra en la a 26 y
Figura 26.
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c. Reenergizar el transformador.
Figura 25: Obras indicadas en puntos 1 y 2
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Figura 26: Plano de planta con obras indicadas en 1 y 2
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3. Retirar el interruptor JT4 existente, además del desconectador, el poste cuya función
es de aislador de pedestal (Figura 27), además de la barra auxiliar existente (Figura 28):
Figura 27: Retiro de Equipos
Figura 28: Retiro de barra auxiliar
4. La situación final se muestra en la Figura 29
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Figura 29: Situación final
Intencionalmente en la Figura 29 se ha eliminado la fundación del interruptor a retirar con el
objetivo de entregar mayor claridad de la propuesta. Sin embargo, en la práctica, no es
necesario demoler dicha fundación.
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8.3.2.3 SITUACIÓN PATIO 66 kV
Los interruptores de los paños de los transformadores en el lado de 66 kV generan que ante
requerimientos de mantenimiento, dejan fuera de servicio a los transformadores, lo que hace
infructuosa la normalización para el mantenimiento de interruptores de los transformadores
en el lado de 220 kV. De esta manera, la DPD considera necesario un proyecto de
normalización en 66 kV.
Adicionalmente, el paño del transformador 4 está conectado a la línea 66 kV Valdivia – Picarte,
lo que además genera que el transformador quede fuera de servicio ante fallas en la línea o
incluso, necesidad de mantenimiento de la línea.
En vista de lo anterior, se propone la construcción de una barra de transferencia, incluyendo
su paño acoplador a ambas barras principales. El TR4 será conectado en una barra principal
distinta a la que se conecta el TR1, y ambos transformadores tendrán la posibilidad de
conectarse a la barra de transferencia en 66 kV. Para conectar el TR4 a una de las barras
principales se deberá construir un nuevo paño o reubicar el existente, lo anterior, en función
de los tiempos permitidos para desenergizaciones.
El lugar donde se propone la construcción de la barra de transferencia, el emplazamiento del
paño acoplador y el paño del TR4 se muestra en la Figura 30.
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Figura 30: Propuesta adecuación Patio 66 kV
En la Figura 30 se ha propuesto el paño acoplador al noroeste del patio 66 kV para evitar
interferencias con el camino interior de la subestación, que permite el ingreso de maquinaria.
Es probable que para este paño se requiera un tramo en cables, especialmente para la
conexión que se muestra en diagonal.
Cabe destacar que no se cuenta con información suficiente para realizar un proyecto de
normalización en el patio de 66 kV y esta propuesta deberá ser revisada por el propietario,
quien podrá realizar mejoras en función de información propia.
8.3.3 VALOR DE INVERSIÓN
Producto de que el proyecto de la subestación Valdivia posee variables que aún deben ser
aclaradas mediante el estudio de nuevos antecedentes, el valor de inversión de la parte del
proyecto asociada al patio de 66 kV debe considerarse referencial.
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Para el caso de traspasar pesos a dólares, se consideró una equivalencia 550 pesos chilenos
por cada dólar.
Tabla 7: Valor de inversión Valdivia – Obras en 220 kV
# Descripción Cantidad Unidad Valor unidad Valor total
1 Equipos, materiales y obras 104.242USD
1.1 Equipos primarios S/E 1 gl 62.746USD 62.746USD
1.2 Obras civiles y obras menores 1 gl 41.210USD 41.210USD
1.3 Materiales menores 1 gl 286USD 286USD
2 Otros 137.408USD
2.1 Ingeniería 1 gl 39.153USD 39.153USD
2.2 Medioambiente 1 gl 9.769USD 9.769USD
2.3 Mano de obra, maquinaria, instalación de faena 1 gl 72.768USD 72.768USD
2.4 Transporte 1 gl 14.840USD 14.840USD
2.5 Puesta en marcha 1 gl 878USD 878USD
3 Seguros 3.839USD
3.1 Seguro 1 gl 3.839USD 3.839USD
4 Intereses intercalarios 7.668USD
4.1 Intereses intercalarios 1 gl 7.668USD 7.668USD
5 Gastos Generales y utilidades 66.001USD
5.1 Gastos generales 1 gl 29.633USD 29.633USD
5.2 Utilidades 1 gl 36.368USD 36.368USD
6 Adminstración 14.283USD
6.1 Administración e ITO 1 gl 14.283USD 14.283USD
7 Imprevistos 17.891USD
7.1 Contingencias 1 gl 17.891USD 17.891USD
V.I. 351.333USD
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Tabla 8: Valor de inversión Valdivia – Obras en 66 kV
8.3.4 PLAZO Y RESPONSABLE
El plazo estimado de ejecución para la obra es de 24 meses y la empresa responsable de esta
obra de ampliación es STS.
# Descripción Cantidad Unidad Valor unidad Valor total
1 Equipos, materiales y obras 307.106USD
1.1 Equipos primarios S/E 1 gl 234.150USD 234.150USD
1.2 Obras civiles y obras menores 1 gl 23.752USD 23.752USD
1.4 Estructuras 1 gl 34.276USD 34.276USD
1.3 Materiales menores 1 gl 14.928USD 14.928USD
2 Otros 204.490USD
2.1 Ingeniería 1 gl 54.387USD 54.387USD
2.2 Medioambiente 1 gl 12.475USD 12.475USD
2.3 Mano de obra, maquinaria, instalación de faena 1 gl 108.411USD 108.411USD
2.4 Transporte 1 gl 25.705USD 25.705USD
2.5 Puesta en marcha 1 gl 3.512USD 3.512USD
3 Seguros 8.684USD
3.1 Seguro 1 gl 8.684USD 8.684USD
4 Intereses intercalarios 17.180USD
4.1 Intereses intercalarios 1 gl 17.180USD 17.180USD
5 Gastos Generales y utilidades 167.144USD
5.1 Gastos generales 1 gl 67.254USD 67.254USD
5.2 Utilidades 1 gl 99.890USD 99.890USD
6 Adminstración 67.307USD
6.1 Administración e ITO 1 gl 67.307USD 67.307USD
7 Imprevistos 45.813USD
7.1 Contingencias 1 gl 45.813USD 45.813USD
V.I. 817.723USD
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ANEXO 1
ANALISIS ELÉCTRICOS SEVERIDAD 8 Y 9 SUBESTACIONES TRONCALES Y
SUBTRANSMISIÓN
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