Estudio de Transmisión para Inserción de ERNC- Escenario año 2018 y 2021

Dirección Planificación y Desarrollo Departamento de Investigación y Desarrollo Diciembre 2015

AGENDA Motivación

 Objetivos y Alcance  Metodología y consideraciones  Resultados  Conclusiones

AGENDA Motivación

 Objetivos y Alcance  Metodología y consideraciones  Resultados  Conclusiones

Motivación Panorama propicio para un desarrollo significativo de centrales ERNC :  SING se caracteriza por disponer de gran cantidad de recursos de ERNC. Disminución sostenida en los costos de inversión de tecnología Solar FV. Modularidad y tiempos de construcción reducidos de centrales ERNC. Cumplimiento con creces de Ley 20/25.

 Restricciones en sistemas de transmisión no permiten aprovechar los beneficios económicos de polos de desarrollo ERNC.  Beneficios y desafíos de la interconexión del SING con el SIC en el desarrollo de centrales ERNC en el SING. Fuente: CAISO, CIFES

Estudios Técnico - Económicos sobre Integración Eólica y Solar en el SING Estudio

Horizonte

Máximo monto ERNC evaluado

Resultados

Alcance

Dimensión temporal

Eólica: 150-300 MW, Restringir gradientes

Estudio 2012

Año2014

Eólica+ solar: 300 MW, al menos 50% solar

750 MW

Solo solar: 450 MW, sin seguimiento Costo de operación

Estudio 2015 (marzo)

Año2017

Reservas y CSF (AGC)

Éólica+solar: 750 MW, con AGC Horas a MT y Partidas/ paradas en generador convencional

900 - 1500 MW Control primario de frecuencia

Dimensión espacial

Interconexiones

Estudio 2015 (diciembre)

Año2018 y 2021

~ 1250 MW (2018) ~ 2000 MW (2021)

Capacidad sistema de transmisión

Control de Tensión

Costos marginales

Señal de localización

 Flexibilidad unidades generadoras.  Nuevos SSCC.  Beneficio interconexiones  Requerimientos AGC

AGENDA Motivación

 Objetivos y Alcance  Metodología y consideraciones  Resultados  Conclusiones

Objetivos  Evaluar la capacidad del sistema de transmisión del SING para inyectar 15% y 19% de ERNC al año 2018 y 2021, respectivamente.

 Determinar montos admisibles de inyección ERNC por barra manteniendo el criterio se seguridad N-1 y tensiones dentro de banda establecida en NT. Realizar una estimación de los costos marginales por barras y establecer su tendencia y comportamiento a lo largo de 1 año (2018 y 2021).  Determinar desafíos y oportunidades operacionales, así como requerimientos de SSCC específicos según los montos ERNC evaluados.

Alcance Tipo análisis

Metodología

Operación anual del SING

Pre-despacho anual con resolución horaria (Plexos)

Resultado esperado  Flujos por líneas dentro del año. Eventual vertimiento ERNC. Tendencia de CMg dentro del año.

Criterio N-1

Flujo de potencia (DigSilent)

 Eventuales sobrecargas. Eventuales tensiones fuera de NT.  Eventuales requerimientos de potencia reactiva.

Monto admisible de inyección por SE

Flujo de potencia (DigSilent)

 Máxima inyección MVA por SE, considerando criterio N-1 y tensiones dentro de estándar NT

Montos de ERNC a evaluar Indicador Demanda de energía SING (TWh) Demanda máxima SING (MW) (2) Potencia instalada ERNC (MW) Penetración ERNC en energía Máxima penetración ERNC instantánea (4)

Actual 15,7 (1) 2195 (1) 239 3,3 % (3) 12 %(3)

Año 2018 21,9 2817/3267 1239 15% 48%/41%

Año 2021 27,8 3305/4100 1990 19% 59%/50%

(1) Correspondiente al año 2014. (2) Demanda máxima del SING: sin interconexión/con interconexión. (3) Correspondiente al mes de agosto de 2015. (4) Máximo porcentaje de generación ERNC (MW) respecto de demanda del SING sin interconexión/con interconexión. Energía CDEC-SING

50

50

40

30

25

25 20

19

20

22

27

28

30

32

33

35

39

43

45

35 30 25

22

20 9.6

3.9

15 7.3

10 5

45

40

13.6

15

4.1

3.4

5.8

5.5

5.8

6.3 3.8

5.0

5.9

4.7

10 3.8

5

Energía

Crecimiento

Fuente IET 2015

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

0

2016

0

2015

Energía [TWh]

35

37

41

Crecimiento [%]

45

Escenarios a considerar Escenarios ERNC determinados para representar situaciones más desafiantes para el sistema de transmisión del SING. No considera criterios de desarrollo óptimo del parque ERNC conforme a costos de desarrollo de tecnología eólica y solar FV.

Escenarios

Año 2018

15% ERNC (50 % sobre Ley20/25)

Proyectos en operación + construcción

Año 2021

19% ERNC (50 % sobre Ley 20/25)

Proyectos en barras tradicionales

Proyectos en barras de demanda

(+) Proyectos en operación y construcción del año 2018

Arica 110 kV Parinacota 220kV

20 MW 8 MW

2021 localización ERNC en barras tradicionales

T.O Vitor 110 kV

2021 localización ERNC en barras de demanda

190 MW 40 MW Cóndores 220kV

67 MW Collahuasi 220 kV

Pozo Almonte 110 kV Tarapacá 220kV

77,5 MW 53,5 MW Lagunas 220 kV Calama 220 kV

Salar 220 kV

336 MW 166 MW María Elena 220 kV

200 MW 100 MW

Crucero 220 kV

449 MW 221 MW Nueva Crucero Encuentro 220 y 500kV Esperanza 220 kV

El Tesoro 220 kV Encuentro 220 kV

Laberinto 220 kV

443 MW 443 MW

Mantos Blancos 220 kV

El Cobre 220 kV

168 MW

Miraje 220 kV

146 MW 146 MW

Sierra Gorda 220 kV

90 MW

Chacaya 220 kV

Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV Uribe 110 kV Mejillones 220 kV

50 MW 50 MW

Los Changos 220 y 500 kV

21 MW 151 MW Esmeralda 220 kV

SIC Atacama 220 kV Aguas Blancas 220 kV T.O Palestina 220 kV

Zaldívar 220 kV Andes 220 kV

O’Higgins 220 kV

3 MW

272 MW 50 MW Domeyko 220 kV

40 MW

Nueva Zaldívar 220 kV

AGENDA Motivación

 Objetivos y Alcance  Metodología y consideraciones  Resultados  Conclusiones

Consideraciones 1. Interconexión SIC-SING se considera determinística.

2. Interconexión SING-SADI no se considera (es de oportunidad). 3. Los requerimientos de reserva en giro se determinan según variabilidad (MW/min) de demanda neta y deben ser cubiertos por el SING. 4. La generación renovable se asume que no mantiene reserva para CF y no inyecta/absorbe reactivos. 5. Disponibilidad y costos de combustibles según lo proyectado por la CNE según ITD Abril 2015 (Disponibilidad 100% GNL). 6. Obras de generación convencional. Declaradas en Construcción (Kelar, Cochrane e IEM) 7. Obras del sistema de transmisión, según Decretos de Expansión (detalles en Anexo).

Consideraciones 6. Proyectos ERNC proyectados: Año 2018 (Declarados en construcción según Res. Exenta 19 mayo 2015, CNE); Año 2021 (Proyectos con EIA aprobado). 7. Capacidad del sistema de transmisión, según límite térmico del conductor (no se consideran restricciones de elementos serie). Para el análisis de Plexos se consideran restricciones de criterio N-1 en todas las líneas radiales y otras ya levantadas como restricción de zona Norte (considerando nueva Línea 220 kV Encuentro - Lagunas). 8. Se considera estándar para estado normal según NT en el análisis de N-1. Esto es, tensiones dentro de banda 0.95 pu -1.05 pu en sistema de transmisión de 220kV. 9. Costos marginales son determinados de acuerdo al procedimiento de optimización en PLEXOS®.

Metodología Escenarios ERNC

Modelación (Plexos-Digsilent) •Perfiles ERNC •Flujo por interconexión SICSING •Requerimientos de reserva en giro

Simulación anual Resolución horaria Mismas restricciones que PCP Foco: Costos marginales

Generación Demanda Sistema de Transmisión Disponibilidad y Costo de Combustible

Supuestos y consideraciones

Pre-despacho anual

Foco: Análisis de criterio N-1 Monto admisible de ERNC n barras tradicionales y de consumo

Flujo de potencia

Tiempo simulación:6-8hrs por escenario

SI

Escenario OK

¿Criterio N-1? ¿Tensiones NT?

NO

Detectar sobrecargas y necesidad de reactivos

Flujo por interconexión SING-SIC • Interconexión SING-SIC se considera determinística: proveniente de una clusterización de los resultados de 12 hidrologías obtenidas en Plexos por parte del DPL.

Escenarios Informe Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING

800

Transferencias SING-SIC 12hidrologías → 12 resultados (1díax mes)

Clusterización

Cluster: Un perfil anual (1díaxmes) de transferencia representativa

2018 SING-->SIC

600 MW

400 200 0 -200

SIC--SING

-400

2021 1200 1000

SING-->SIC

800

MW

600 400 200 0 -200 -400

SIC-->SING

Flujo por interconexión SING-SIC • Interconexión SING-SIC se considera determinística: proveniente de una clusterización de los resultados de 12 hidrologías obtenidas en Plexos por parte del DPL.

Transferencias SING-SIC

Escenarios Informe Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING

12hidrologías → 12 resultados (1díax mes)

2018

2021 Flujos Los Changos 500 -> Cardones 500

800

1200

600

1000

400

800

200

600 MW

MW

Flujo Kapatur -> Los Changos

0 -200 -400 -600

0%

10%

20%

30%

40%

50%

Clusterización

Cluster: Un perfil anual (1díaxmes) de transferencia representativa

60%

70%

80%

90%

400 200 0 -200 0% -400

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

AGENDA Motivación

 Objetivos y Alcance  Metodología y consideraciones  Resultados  Conclusiones

Resultados – Pre-despacho anual Flujos por líneas

 Se identifican los flujos máximos por líneas de transmisión de interés, se acuerdo al siguiente criterio:

Flujo alto

Cuando flujo máximo dentro del año esta entre 80%-100% de la capacidad máxima, considerando criterio N-1

Flujo moderado

Cuando flujo máximo dentro del año esta entre 50%-80% de la capacidad máxima, considerando criterio N-1

Flujo bajo

Cuando flujo máximo dentro del año esta entre 0%-50% de la capacidad máxima, considerando criterio N-1

Año 2018 Arica 110 kV Parinacota 220kV

Flujo alto (80%-100% Cap max) T.O Vitor 110 kV

Flujo moderado (50%-80% Cap max) Flujo bajo (0%-50% Cap max)

Cóndores 220kV Collahuasi 220 kV

Pozo Almonte 110 kV Tarapacá 220kV Lagunas 220 kV

Calama 220 kV

Salar 220 kV María Elena 220 kV

Barra Arica Parinacota Pozo Almonte Lagunas

MW 8 40 53,5 166

Nueva Cruc- Enc Encuentro Calama Laberinto Uribe Andes

100 433 221 146 50 21

Crucero 220 kV Nueva Crucero Encuentro 220 kV Esperanza 220 kV

El Tesoro 220 kV Encuentro 220 kV

Laberinto 220 kV

Chacaya 220 kV

Mantos Blancos 220 kV

El Cobre 220 kV

Miraje 220 kV Sierra Gorda 220 kV

Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV

Mejillones 220 kV Los Changos 220 kV Atacama 220 kV

SIC Aguas Blancas 220 kV

Esmeralda 220 kV

T.O. Palestina 220 kV

Zaldívar 220 kV Andes 220 kV

O’Higgins 220 kV

Domeyko 220 kV

Nueva Zaldívar 220 kV

2021 Tradicional Barra

MW

Arica

20

Parinacota

190

Flujo moderado (50%-80% Cap max)

Cóndores

67

Flujo bajo (0%-50% Cap max)

Pozo Almonte

77,5

Lagunas Nueva Cruc-Enc

336 200

Encuentro

433

Calama

449

Laberinto

146

Uribe

50

Andes

21

Arica 110 kV Parinacota 220kV

Flujo alto (80%-100% Cap max) T.O Vitor 110 kV

Cóndores 220kV Pozo Almonte 110 kV

Collahuasi 220 kV

Tarapacá 220kV Lagunas 220 kV Calama 220 kV

Salar 220 kV

Crucero 220 kV

María Elena 220 kV

Nueva Crucero Encuentro 220 y 500 kV

Encuentro 220 kV Laberinto 220 kV Chacaya 220 kV

Mantos Blancos 220 kV

El Cobre 220 kV Miraje 220 kV Sierra Gorda 220 kV

Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV

Mejillones 220 kV Los Changos 220 y 500 kV Esmeralda 220 kV

SIC Aguas Blancas 220 kV

T.O. Palestina 220 kV

Zaldívar 220 kV Andes 220 kV

Atacama 220 kV

O’Higgins 220 kV

Domeyko 220 kV

Nueva Zaldívar 220 kV

Resultados – Pre-despacho anual Flujos por líneas Arica 110->Vitor110

Arica 110->Vitor110

40

30 25

30

20 15 MW

MW

20 10

10 5

0

0%

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

-10

0 -5

-20

Los flujos por las líneas 110 kV Arica–Vitor y 220 kV TarapacáLagunas son el resultado de la generación ERNC conectada en la zona.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

-10

Salar 220->Calama 220 100

50 0

MW

-50 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

-100 -150 -200 -250

-300 -350

El flujo por la línea 220 kV Salar–Calama llega al 100% de su capacidad. La capacidad instalada de ERNC en SE Calama para este escenario corresponde a 449 MW (36% sobre la capacidad de la línea). Más eólico más ventilación: Utilizar capacidad dinámica.

Mejillones 220->O'Higgins 220 300

Los flujos por las líneas 220 kV Atacama-Ohiggins, MejillonesOhiggins, Ohiggins-Palestina, Palestina-Domeyko, Nueva ZaldivarZaldivar son “altos” debido a aumentos de demanda minera y limitada capacidad del sistema de transmisión en la zona.

250

MW

200 150

100 50 0

0%

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

2021 Demanda Arica 110 kV

Flujo alto (80%-100% Cap max)

Parinacota 220kV T.O Vitor 110 kV

Flujo moderado (50%-80% Cap max) Flujo bajo (0%-50% Cap max)

Cóndores 220kV Pozo Almonte 110 kV

Collahuasi 220 kV

Tarapacá 220kV Lagunas 220 kV Salar 220 kV

Crucero 220 kV

Calama 220 kV

María Elena 220 kV

Nueva Crucero Encuentro 220 y 500 kV Esperanza 220 kV

El Tesoro 220 kV

Barra Arica Parinacota

MW 8 40

Pozo Almonte

53,5

Lagunas

166

Nueva Cruc-Enc Encuentro Sierra Gorda Calama Laberinto Uribe Capricornio Aguas Blancas Tap-off Palestina Domeyko Zaldivar Andes

100 433 168 221 146 50 90 3 50 272 40 151

Encuentro 220 kV Laberinto 220 kV Chacaya 220 kV

El Cobre 220 kV Miraje 220 kV

Mantos Blancos 220 kV

Sierra Gorda 220 kV

Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV

Mejillones 220 kV Los Changos 220 y 500 kV Esmeralda 220 kV

SIC Aguas Blancas 220 kV

T.O. Palestina 220 kV

Zaldívar 220 kV Andes 220 kV

Atacama 220 kV

O’Higgins 220 kV

Domeyko 220 kV

Nueva Zaldívar 220 kV

Resultados – Pre-despacho anual Flujos por líneas

Mejillones 220->O'higgins 220 300

250

250

200

200 MW

MW

Mejillones 220->O'higgins 220 300

150

150

100

100

50

50

0

0

0%

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

O'Higgins 220->Palestina 220

O'Higgins 220->Palestina 220

180

300

160

250

140 120 MW

MW

200 150

100 80 60

100

40

50

20 0

0 0%

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

El escenario con localización en demanda representa una mejor condición en términos de cargabilidad del sistemas de transmisión respecto al escenario con localización tradicional.

Resultados – Pre-despacho anual CMg horario promedio y colocación energía

Tendencia intra-diaria de CMg’s, según inyección ERNC.

2018 70

3000

60

2500

50 40

1500

30

1000

20

500

10

0 -500

 CMg promedio del año puede llegar a 140 US$/MWh para el año 2021 en horario punta y con una exportación hacia el SIC del orden de 700 MW promedio.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas Hidro

ERNC

Carbón

GNL

Diesel

Interconexión

CMg

CMg - Sensibilidad

0

 Presencia de Diesel para condiciones particulares.

2021 Demanda

4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

160 140 100 80 60 40 20 0

MW

120

US$/MWh

MW

2021 Tradicional 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

160 140 120 100 80 60 40

20 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Horas

Horas

Hidro

ERNC

Carbón

GNL

Hidro

ERNC

Carbón

GNL

Diesel

Interconexión

CMg

Sin Esperanza

Diesel

Interconexión

CMg

Sin Esperanza

US$/MWh

MW

2000

CMg’s cercanos a 40US$/MWh en los horarios con mayor inyección de ERNC.

US$/MWh

3500

Resultados – Pre-despacho anual US$/MWh

CMg horario promedio por barra

2018

75 70 65 60 55 50 45 40 35 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

2021 - Tradicional

150 130 110 90 70 50 30 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

2021 - Demanda

150 130 110 90 70 50 30 1

2

3

4

5

Parinacota 220kV

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Lagunas 220kV

Calama 220kV

Laberinto 220kV

Domeyko 220kV

Resultados – Pre-despacho anual CMg: Efecto interconexión + ERNC

CMg 2018, promedio Abril – Mayo - Junio 140

1000

120

800

MW

80

400 200

60

0

40

-200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 20

-400

0

Horas

Icx

ERNC

Diesel

ICx - Sensibilidad

CMg

CMg - Sensibilidad

US$/MWh

100

600

Descalce entre exportación al SIC e inyección ERNC podría implicar un peak de CMg. Modificando el perfil del flujo por la interconexión (en potencia y no en energía), desaparece el peak de CMg.

Resultados – Pre-despacho

CMg: Efecto interconexión + Demanda 1800

200

1600

180

1400

160

1200

140

1000

120

800

100

600

80

400

60

200

40

0

20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 0 Horas

-200

ERNC - T4

Interconexión - T4

Diesel - T4

US$/MWh

MW

CMg 2021 Tradicional. promedio : Oct-Nov-Dic

CMg - T4

1800

180

1600

160

1400

140

1200

120

MW

1000

100

800

80

600

60

400

40

200

20

0 -200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 0 Horas ERNC - T4

Interconexión - T4

Diesel - T4

CMg - T4

US$/MWh

CMg 2021 Demanda, promedio Oct-Nov-Dic

Cuando existen valores de exportación hacia el SIC considerables (mayores que inyección ERNC) y coincidentes con demanda punta, aparecen peak de CMg’s.

Resultados – Pre-despacho anual CMg: Efecto baja flexibilidad en Gx y Tx

2021 - Tradicional 300

250

250 200

150 MW

Para todos los escenarios, se obtuvo un vertimiento poco significativo (máximo 32 horas en un año, 5.8% capacidad instalada ERNC) por baja flexibilidad del parque generador convencional.

150 100 100

US$/MWh

200

50

50 0

0 8

9

10

11

12

13

14

Días - Septiembre Vertimiento ERNC

GxNorgener

CMg Nueva Crucero Encuentro

350

350

300

300

250 250

150

200

100

150

50 100 0 19

20

21

22

23

-50 -100

Días - Septiembre Vertimiento ERNC

Flujo Calama->Salar 220kV

CMg Nueva Crucero Encuentro

50

0

CMg Calama 220

US$/MWh

Existen 22 horas con desacople económico de la zona Calama 220 kV (7.7 US$/MWh) del escenario 2021 con localización tradicional.

MW

200

Resultados – Criterio N-1 Escenarios evaluados: 2018

Importación desde el SIC 750MW

Día

Exportación al SIC 750MW

Día Día

Tradicional

Importación desde el SIC 1000MW Exportación al SIC 1000MW

2021

Noche Día Día

Demanda

Importación desde el SIC 1000MW Exportación al SIC 1000MW

Noche Día

 Para el análisis del criterio N-1 se analizaron 56 contingencias de líneas de transmisión.

Arica 110 kV Parinacota 220kV

2018

T.O Vitor 110 kV

Caso importación

Línea sobrecargada

Caso exportación

Cóndores 220kV Collahuasi 220 kV

Pozo Almonte 110 kV Tarapacá 220kV Lagunas 220 kV

Salar 220 kV

Calama 220 kV

María Elena 220 kV Crucero 220 kV Nueva Crucero Encuentro 220 kV Esperanza 220 kV

El Tesoro 220 kV Encuentro 220 kV

Laberinto 220 kV El Cobre 220 kV

Miraje 220 kV

Mantos Blancos 220 kV

Sierra Gorda 220 kV

Chacaya 220 kV

Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV

Mejillones 220 kV Los Changos 220 kV Esmeralda 220 kV

SIC Atacama 220 kV

Aguas Blancas 220 kV

O’Higgins 220 kV

0.922 - 0.947 pu 0.934 - 0.949 pu Zaldívar 220 kV

T.O Palestina 220 kV

Andes 220 kV

Domeyko 220 kV

Nueva Zaldívar 220 kV

Arica 110 kV Parinacota 220kV

1,071 pu T.O Vitor 110 kV

2021 Tradicional

Caso importación

Línea sobrecargada

Caso exportación

Línea sobrecargada

Cóndores 220kV Collahuasi 220 kV

Pozo Almonte 110 kV Tarapacá 220kV Lagunas 220 kV

Salar 220 kV

Calama 220 kV

María Elena 220 kV Crucero 220 kV Nueva Crucero Encuentro 220 y 500kV El Tesoro 220 kV

Esperanza 220 kV

Encuentro 220 kV Laberinto 220 kV El Cobre 220 kV

Miraje 220 kV

Mantos Blancos 220 kV

Sierra Gorda 220 kV

Chacaya 220 kV

Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV

Mejillones 220 kV Los Changos 220 y 500 kV Esmeralda 220 kV

SIC Atacama 220 kV

Aguas Blancas 220 kV

O’Higgins 220 kV

0.913 - 0.949 pu 0.934 - 0.949 pu Zaldívar 220 kV

T.O Palestina 220 kV

Andes 220 kV

Domeyko 220 kV

Nueva Zaldívar 220 kV

Arica 110 kV Parinacota 220kV T.O Vitor 110 kV

2021 Demanda No se identifican problemas de

tensión o sobrecarga frente a la aplicación de Criterio N-1

Cóndores 220kV Collahuasi 220 kV

Pozo Almonte 110 kV Tarapacá 220kV Lagunas 220 kV

Salar 220 kV

Calama 220 kV

María Elena 220 kV Crucero 220 kV Nueva Crucero Encuentro 220 y 500kV El Tesoro 220 kV

Esperanza 220 kV

Encuentro 220 kV Laberinto 220 kV El Cobre 220 kV

Miraje 220 kV

Mantos Blancos 220 kV

Sierra Gorda 220 kV

Chacaya 220 kV

Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV

Mejillones 220 kV Los Changos 220 y 500 kV Esmeralda 220 kV

SIC Atacama 220 kV

Aguas Blancas 220 kV

O’Higgins 220 kV

Domeyko 220 kV Zaldívar 220 kV

T.O Palestina 220 kV

Andes 220 kV

Nueva Zaldívar 220 kV

Arica 110 kV Parinacota 220kV

0,939 - 0,941 pu

T.O Vitor 110 kV

Caso importación

2021 Noche

Línea sobrecargada

Cóndores 220kV Collahuasi 220 kV

Pozo Almonte 110 kV Tarapacá 220kV Lagunas 220 kV

Calama 220 kV

Salar 220 kV María Elena 220 kV Crucero 220 kV

Nueva Crucero Encuentro 220 y 500kV El Tesoro 220 kV

Esperanza 220 kV

Encuentro 220 kV Laberinto 220 kV Mantos Blancos 220 kV

El Cobre 220 kV

Miraje 220 kV Sierra Gorda 220 kV

Chacaya 220 kV

Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV

Mejillones 220 kV Los Changos 220 y 500 kV Esmeralda 220 kV

SIC Atacama 220 kV

Aguas Blancas 220 kV

O’Higgins 220 kV

0.929 - 0.941 pu Zaldívar 220 kV

T.O Palestina 220 kV

Andes 220 kV

Domeyko 220 kV

(+) 55 MVAr

Nueva Zaldívar 220 kV

Resultados – Criterio N-1

Montos admisibles de inyección por barra, año 2021

Máxima inyección [MW]

Máxima inyección adicional a lo declarado en construcción. Resultados fueron obtenidos de manera independiente para cada SE. 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

370 135

300

195 190

132

198 190

10 Importando

Arica 110 kV Pozo Almonte 220kV

Exportando Parinacota 220 kV Lagunas 220kV

Cóndores 220kV

Máxima inyección [MW]

1200 1000 820 800

730

730 620 520

600 410 400 200

395 305

300

180

0 Importando Laberinto 220 kV Esperanza 220kV

Exportando Chuquicamata 220kV Domeyko 220kV

Sierra Gorda 220kV

Resultados – Criterio N-1

Montos admisibles de inyección por barra, año 2021 Máxima inyección adicional a lo declarado en construcción. Resultados fueron obtenidos de manera independiente para cada SE. Sensibilidad menor crecimiento de demanda 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

250

185

Importando

Exportando

Menor crecimiento de demanda Lagunas 220kV 1200

1100

1000

1000

830

820

800 600 415

410 400 200

285

280

345

180

0 Importando Laberinto 220 kV Esperanza 220kV

Exportando

Menor crecimiento de demanda Chuquicamata 220kV Sierra Gorda 220kV Domeyko 220kV

AGENDA Motivación

 Objetivos y Alcance  Metodología y consideraciones  Resultados  Conclusiones

Conclusiones  El sistema de transmisión del SING del año 2018 y 2021 permite la integración de los escenarios de inyección ERNC evaluados.  Se obtiene un uso más eficiente del sistema de transmisión del SING al considerar una localización de los proyectos ERNC en torno a SSEE demanda, lo que se traduce mayores montos admisibles de inyección ERNC para dichas SSEE.  Sumado a lo anterior, la localización de proyectos ERNC en las SSEE de demanda presenta beneficios en la seguridad del SING en condiciones normales de operación y antes indisponibilidades (N-1) del sistema de transmisión, respecto de la localización en SSEE tradicionales, debido a los siguientes aspectos: o Menor cargabilidad del sistema de transmisión al reducir flujos máximos en la zona norte, centro y sur-cordillera. o Mejor control de tensión en las SSEE de demanda debido a su inyección de potencia activa (contraflujo) en la zona. Sin embargo, para contar con un beneficio completo, se requiere que las centrales ERNC inyecten potencia reactiva tanto en el día como en la noche Sin perjuicio de lo anterior, para viabilizar estos montos admisibles de inyección ERNC es necesario analizar aspectos fuera del alcance de este estudio, tales como: espacio en SSEE, capacidad de barras, entre otros.  Los casos en que el SING importa montos altos de energía desde el SIC presenta mayores desafíos para el control de tensión debido a la baja cantidad de unidades convencionales en servicio.  Los montos admisibles de inyección ERNC en SSEE con localización de demanda triplica los montos admisibles promedio en SSEE con localización tradicional. El monto admisible en las SSEE de la zona centro-sur depende de la dirección del flujo por la interconexión del SING con el SIC.

Conclusiones  Conforme a lo montos ERNC evaluados, existe una clara tendencia intra-diaria de los CMg’s de acuerdo al perfil de la inyección ERNC, siendo menores en el horario en que se produce la mayor inyección ERNC.  La flexibilidad del flujo por la interconexión del SING con el SIC presenta beneficios importantes para evitar efectos indeseados por descalces entre: o Entrada/salida de bloques de generación ERNC, o Requerimientos de exportación de energía desde el SING hacia el SIC, y/o o Variaciones intra-diaria de la demanda del SING.

Recomendaciones  Profundizar en los análisis tendientes a facilitar una conexión de proyectos de generación ERNC en zonas de demanda minera para aprovechar los beneficios identificados en el presente estudio.  Estudiar y evaluar los criterios de planificación y operación integrada del SING con el SIC producto de la interconexión a efectos de que ésta se transforme en un recurso adicional para entregar mayor flexibilidad al nuevo Sistema Interconectado Nacional, facilitando así una integración segura y eficiente de centrales ERNC.  Evaluar alternativas tecnológicas que permitan flexibilizar el parque generador convencional y el sistema de transmisión para aumentar la eficiencia en la operación del SING y evitar vertimiento de energía de centrales ERNC.  Aprovechar las fortalezas del AGC (en desarrollo) del CDEC-SING para facilitar el control simultáneo de exportaciones desde el SING hacia el SIC y SADI con el ingreso/salida de energía solar fotovoltaica o durante los periodos de demanda de punta del SING.  Evaluar el uso de capacidad dinámica del sistema de transmisión a efectos de aprovechar de forma más eficiente las líneas de transmisión con flujos altos y variables producto de centrales ERNC. Realizar un seguimiento a las centrales ERNC que se encuentran en operación a efectos de que éstas inyecten la potencia reactiva consignada de acuerdo a la curva PQ requerida por la NTSyCS. En los horarios donde no existe recurso primario (horas de noche para centrales solares), evaluar la capacidad de que las centrales ERNC puedan realizar un control de tensión e instruirlo mediante la regulación de los SSCC, en caso de que resulte necesario para el adecuado control de tensión del SING.

Trabajos futuros  Evaluar la estabilidad dinámica del SING, por ejemplo: oEstabilidad de frecuencia ante la acción conjunta del control por sobrefrecuencia de las centrales ERNC para excursiones de frecuencia sobre 50,2 Hz (artículo 3-16 NTSyCS).

oPérdida y/o alta variabilidad intra-horaria de un bloque significativo de centrales solares fotovoltaica producto de eventos de alta nubosidad.  Analizar alternativas del volumen (MW) y localización de reservas operativas del SING y del nuevo Sistema Interconectado Nacional, para escenarios de alta integración de ERNC, considerando criterios de seguridad y eficiencia.  Estudiar como la flexibilidad de la demanda y/o sistemas de almacenamiento pueden facilitar la integración segura y eficiente de centrales ERNC en el SING y en el nuevo Sistema Interconectado Nacional.

Estudio de Transmisión para Inserción de ERNCEscenario año 2018 y 2021