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Informe Punto de Seccionamiento Sistema de Transmisión del SING Página 1 de 27

Anexo Definición punto óptimo de seccionamiento líneas

Tarapacá – Cóndores y Tarapacá - Lagunas

1 Resumen

Mediante cartas GP – L – 037 – 2015 y GP – L – 038 – 2015, ambas del 01 de septiembre de 2015, la Compañía Minera Teck entrega antecedentes actualizados de los consumos de S/E Bombeo y S/E Puerto, con una potencia nominal de 25 MVA y 65 MVA respectivamente, ambos de su proyecto Quebrada Blanca fase 2. Estos nuevos consumos consideran su conexión al SING mediante el seccionamiento de líneas del sistema de transmisión troncal; en el caso del consumo de S/E Bombeo, el punto de conexión propuesto corresponde al seccionamiento de la línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas, y para el caso del consumo de S/E Puerto, el punto de conexión propuesto corresponde al seccionamiento de la línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores. De acuerdo a los análisis efectuados, la conexión óptima recomendada para los nuevos proyectos de consumo es:

S/E Puerto: Seccionamiento de la Línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores en un radio de 10 km desde la Subestación Tarapacá, más el tendido de un segundo circuito entre el punto de seccionamiento y la subestación Tarapacá.

S/E Bombeo Desalada N°2: Seccionamiento de la Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas en un radio entre 25 y 35 km desde la subestación Lagunas.

Figura 1: Puntos de Seccionamiento recomendados para los consumos informados.

Lagunas

Pozo Almonte

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

S/E Puerto

56 km

65

km2

22 k

m

70

km7

9 km

137

km

5 k

m

Lagunas

Pozo Almonte

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

S/E Bombeo Desalada N°2

26 km 30 km

70

km2

22 k

m

70

km7

9 km

137

km


2 Antecedentes del proyecto

El proyecto de consumo Hipógeno Quebrada Blanca 2 se informa a CDEC – SING el día 18 de agosto de 2011 mediante carta FAX-01302-2011, cuyo remitente y promotor del Proyecto es Compañía Minera Teck Quebrada Blanca, en la cual mencionan el nivel de demanda y fecha de puesta en servicio, además de indicar que se está realizando el análisis de posibles conexiones al Sistema Interconectado del Norte Grande. Potencia Nominal: 40 MW en sector Bahía Patache y 200 MW en sector mina Ubicación: 180 km de la ciudad de Iquique Fecha de Puesta en Servicio: Fines de 2015 Posteriormente, con fecha 11 de febrero de 2013, Compañía Minera Teck Quebrada Blanca solicita la factibilidad técnica para los puntos de conexión del proyecto, los cuales servirían para el retiro de energía en las siguientes subestaciones: Subestación Encuentro:

Dos conductores en doble circuito de 220 kV hasta Planta Concentradora y consumos intermedios para estaciones de bombeo de agua fresca y agua recuperada, distante 195 km aprox.

223 MW como retiro aproximado de potencia.

Subestación Tarapacá: Dos conductores en doble circuito de 220 kV hasta Puerto en el sector de Patache Norte,

distante 7 km aprox. 44 MW como retiro total aproximado de potencia.

Subestación Lagunas:

Dos conductores en doble circuito de 220 kV hasta Subestación Estación de Bombeo de agua fresca #2 (MWPS#2), distante 15 km aprox.

17 MW como retiro total aproximado de potencia. Además, menciona cambio en la fecha de puesta en servicio del proyecto, el cual deberá estar en operación durante el primer semestre del año 2017.

2.1 Solicitud de aprobación del punto de seccionamiento

En cartas GP-L-038-2015 y GP-L-037-2015, ambas con fecha 01 de septiembre de 2015, Compañía Minera Teck Quebrada Blanca entrega los antecedentes generales y técnicos del proyecto Quebrada Blanca Fase 2 y solicita al CDEC-SING se pronuncie acerca de la factibilidad de conexión de futura S/E Puerto, con capacidad de retiro de 65 MVA, y de la futura S/E Bombeo Desalada N°2 (Bombeo) con capacidad retiro de 25 MVA, respectivamente. Además, Minera Teck actualiza la fecha estimada de puesta en servicio de su proyecto Quebrada Blanca Fase 2, indicando que dicho hito se cumpliría durante el cuarto trimestre del año 2020.


2.2 Ubicación geográfica del proyecto

De acuerdo a lo informado en la solicitud de factibilidad de conexión y definición de punto de seccionamiento, las subestaciones seccionadoras del proyecto Quebrada Blanca Fase 2 (QB2) estarían ubicadas en las coordenadas indicadas en la Tabla 1.

Tabla 1: Coordenadas Geográficas Subestaciones Proyectadas

N° NOMBRE ESTE NORTE

1 Puerto 376947 7702306

2 Bombeo Agua Desalada N°2 398735 7697531

PROYECCIÓN UTM / DATUM WGS84 / HUSO 19 SUR

En la Figura 2 se presenta la ubicación geográfica de las subestaciones seccionadoras del proyecto QB2 y su localización sobre las líneas troncales 2x220 kV Tarapacá – Lagunas y 1x220 kV Tarapacá – Cóndores.

Figura 2: Ubicación geográfica de las subestaciones del proyecto QB2.


3 Optimización del punto de conexión

3.1 Principales supuestos de oferta, demanda y sistema de transmisión

3.1.1 Oferta

El plan de obras de generación utilizado en el análisis realizado considera las unidades de generación disponibles en la actualidad más los proyectos declarados en construcción, según Resolución Exenta dictada por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Tabla 2: Plan de obras de generación en construcción.

Nombre Fecha PES Potencia Nominal

[MW] Nombre Fecha PES

Potencia Nominal

[MW]

Paruma (San Pedro I) 01/04/2015 17 Quillagua 2 01/04/2016 27

Jama (San Pedro III) 01/04/2015 30 Cochrane 1 01/05/2016 280

Pular (San Pedro IV) 01/04/2015 24 Bolero I (Laberinto I) 01/05/2016 42

Pica I 01/04/2015 1 Finis Terrae 01/06/2016 138

Andes Solar 01/05/2015 21 Huatacondo 01/07/2016 98

Pampa Camarones 1 01/06/2015 6 Blue Sky II 01/08/2016 51

La Huayca 2 01/07/2015 21 Cochrane 2 01/10/2016 280

Arica Solar 1 (Etapa I) 01/09/2015 18 Blue Sky I 01/10/2016 34

Arica Solar 1 (Etapa II) 01/09/2015 22 Kelar TG1+0.5TV 01/10/2016 258

Salin (Calama Sur) 01/09/2015 30 Kelar TG2+0.5TV 01/10/2016 258

Lascar (San Pedro II) 01/09/2015 30 Bolero II (Laberinto II) 01/10/2016 104

Uribe Solar 01/11/2015 50 Quillagua 3 01/02/2017 50

Quillagua 1 01/12/2015 23 Cerro Dominador 01/03/2017 110

Atacama I 01/12/2015 100 IEM 1 01/06/2018 375

3.1.2 Demanda

La demanda de energía y potencia utilizada en el presente ejercicio considera como base lo informado por los Clientes del SING, información que es solicitada por el CDEC – SING mediante un proceso regular asociado al Informe de Expansión del Sistema de Transmisión, donde cada Cliente del SING informa la proyección de sus consumos existentes así como los nuevos proyectos para un horizonte de 15 años. En particular, para este análisis se utilizó la información recibida durante el mes de febrero del presente año. La demanda de energía y potencia del SING se proyecta como sigue:


Figura 3: Proyección de Demanda del SING.

3.1.3 Transmisión

La topología del sistema de transmisión utilizado en el análisis realizado comprende todas las instalaciones en tensiones mayores que 66 kV, salvo excepciones donde se recurrió a simplificaciones que no afectan la operación económica del sistema. Además de las instalaciones existentes, el Sistema de Transmisión Base considera todas aquellas nuevas obras y refuerzos a instalaciones troncales existentes que se encuentran incluidas en algún Decreto de Expansión, y aquellas instalaciones de transmisión adicional que se encuentren en construcción. Las obras nuevas y refuerzos de instalaciones existentes consideradas en el plan de obras de transmisión son las siguientes:

Tabla 3: Plan de obras de transmisión en construcción.

Obras de Transmisión en Construcción Capacidad

[MVA] Longitud

[km] Fecha PES

Barra seccionadora en S/E Tarapacá NA NA mar-16

Banco de Compensación en Lagunas 60 MVAr + Ampliación S/E Lagunas 60 NA jul-15

Subestación Miraje 220 kV (ex Nueva Encuentro) NA NA ene-16

Ampliación líneas 2x220 kV Crucero-Encuentro + Ampliación S/E Encuentro 1000 1 mar-16

Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 1 290 174 feb-17

Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 2 290 174 feb-17

Nueva Subestación seccionadora 220 kV Crucero Encuentro NA NA mar-18

Extensión líneas 2x220 kV Crucero - Lagunas para reubicación de conexiones desde S/E Crucero a S/E Nueva Crucero Encuentro NA

dic-18

Ampliación de conexiones al interior de la S/E Crucero para la reubicación a S/E Nueva Crucero Encuentro NA

dic-18

Ampliación S/E Nueva Crucero Encuentro NA

dic-18

Nueva Línea 2x220 kV Los Changos - Kapatur 1500 3 ene-18

Nueva Línea 2x500 kV Los Changos - Nueva Crucero Encuentro 1500 140 ene-20

Banco de Autotransformadores 500/220 kV en Nueva Crucero Encuentro 2x750 NA ene-20

Banco de Autotransformadores 500/220 kV en Los Changos 2x750 NA ene-20

7.34.1 5.8 5.5 5.8

3.86.3 5.0 5.9

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Cre

cim

ien

to [%

]

Ene

rgía

[TW

h]

Energía

Energía Crecimiento

9.46.1 4.7 5.8 5.3 4.9

7.3 5.9 4.9 3.7

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

600

1,200

1,800

2,400

3,000

3,600

4,200

4,800

5,400

6,000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Cre

cim

ien

to [%

]

Po

ten

cia

[MW

]

Potencia Máxima

Potencia Crecimiento


Obras de Transmisión en Construcción Capacidad

[MVA] Longitud

[km] Fecha PES

SVC S/E Domeyko 120 NA 2015

Nueva S/E Kapatur 220 kV (Secciona Líneas Angamos Laberinto 1 y 2) 1520 NA 2016

Ampliación S/E O’Higgins y Seccionamiento Línea 2x220 kV Atacama – Domeyko. 1000 NA 2016

Nueva Línea 2X220 kV Kapatur - O'Higgins, circuitos 1 y 2 2x840 NA 2016

Nueva Línea 2x220 kV O'Higgins - Coloso, circuito 1 245 NA 2017

Nueva Línea Los Changos - Nueva Cardones 1500 570 jul-17 NA: No aplica.

3.2 Definición de alternativas factibles de conexión

La metodología para la definición de alternativas factibles de conexión considera tres aspectos fundamentales:

Optimización de costos globales de inversión en transmisión. Factibilidad de la zona de referencia. Evaluación de costos de inversión en transmisión de proyectos aledaños.

A continuación se muestra el desarrollo de estos aspectos para los seccionamientos solicitados por Minera Teck.

3.2.1 Optimización de costos globales de inversión en transmisión para conexiones

En este punto se definirán zonas de localización referenciales para los seccionamientos de las líneas troncales que se solicita evaluar, de tal manera que se minimicen los costos totales de conexión de proyectos de generación o consumo que quieran conectarse al sistema. En Figura 4 y Figura 5 se presenta un diagrama referencial para la conexión de N proyectos sobre el sistema de transmisión troncal. En primera instancia, la definición de alternativas óptimas de inversión deben al menos minimizar los costos de inversión en transmisión, para luego evaluar los costos totales de operación en la etapa de optimización de la operación. Respecto a los usos del sistema de transmisión, una primera simplificación, sólo para efectos de definir alternativas de inversión de transmisión, consistiría en asumir que en ambas condiciones (Condición A y B) los costos de operación son equivalentes, lo anterior permitiría acotar el problema, de tal manera de poder definir puntos finitos de seccionamiento. En dicha condición, lo que se compara son los sobrecostos de inversión en desvío de líneas de transmisión, respecto a los costos iniciales de inversión en N subestaciones seccionadoras. Para evaluar lo anterior, se asumen los siguientes costos de inversión en transmisión:

Tabla 4: Costos unitarios de inversión en transmisión. Proyecto Puerto, zona costa

Costo unitario Línea Transmisión 2 circuitos (N-1 para conexión) 0,45 MMUSD/km

Costo paño de transmisión 2,0 MMUSD

Sobrecosto por construcción S/E zona costa 1,35 Factor

Cabe destacar que para este caso en particular, los costos de inversión unitarios de líneas de transmisión consideran la construcción de 2 circuitos por tratarse de proyectos mineros, los cuales en su mayoría necesitan contar con estrictos criterios de seguridad en su operación.


Dentro de los costos involucrados en la evaluación económica se considera un sobrecosto por concepto de construcción en transmisión para una zona en particular. Este sobrecosto consiste en un factor adimensional que extrapola el costo asociado en la construcción de un proyecto de transmisión cualquiera con respecto a un valor de referencia dado, siendo la ubicación del proyecto la variable que define la magnitud de este factor. Este factor incluye los costos adicionales asociados a la ubicación de cada proyecto en particular, costo de transporte, servidumbres, utilización de equipamiento adecuado al nivel de contaminación presente en el ambiente y sus mantenciones, etc. Para definir el valor de referencia se toma en consideración la ubicación de un proyecto, que tenga fácil acceso a sus instalaciones, a una altura de 1.000 metros por sobre el nivel del mar y que su terreno sea plano. Para este caso, se tiene que el factor de sobrecosto de inversión en subestación y líneas de transmisión difieren entre el proyecto asociado al consumo Puerto de QB2, frente al proyecto asociado al consumo Bombeo, considerando que en el primer caso, habría mayores sobrecostos en subestación por la ubicación costera de dicho proyecto y cercana a la zona de Punta Patache, mientras que en el segundo caso, el sobrecosto por construcción de subestación es menor por estar localizado en el desierto, mientras que el costo unitario de inversión en transmisión es mayor, por tratarse de líneas con alto costo de servidumbre asociados a concesiones de explotación minera.

Tabla 5: Costos unitarios de inversión en transmisión. Proyecto Bombeo, entre S/E Tarapacá y Lagunas

Costo unitario Línea Transmisión 2 circuitos (N-1 para conexión) 0,50 MMUSD/km

Costo paño de transmisión 2,0 MMUSD

Sobrecosto por construcción S/E zona costa 1,20 Factor

Figura 4: Optimización de conexión en doble circuito

G1

G2

Condición ACircuito doble,

soluciones independientes

Condición BSolución Optimización seccionamientos TxT

G1

G2

Peor condición desvío paralelo

SE 1

SE 2

SE 3

SE C1 C1


Figura 5: Optimización de conexión en simple circuito

En términos prácticos, se identificaron las distancias máximas de desvío de línea de transmisión, donde los costos de inversión en línea serían superiores a los costos de construir una nueva subestación.

Considerando los costos unitarios de inversión en transmisión estimados en Tabla 6 y Tabla 7, se obtienen las distancias máximas de línea de transmisión donde es indiferente invertir en líneas de transmisión o en nuevas subestaciones.

Tabla 6: Línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores. Longitud de indiferencia entre costos de inversión de línea o subestación para simple o doble circuito.

Tipo circuito N°

Paños Costo S/E [MUSD]

Desvío máximo línea transmisión equivalente

[km]

Costo desvío línea [MUSD]

Seccionamiento Circuito simple 2 5.400 12 5.400

Tabla 7: Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas. Longitud de indiferencia entre costos de inversión de línea o subestación

para simple o doble circuito.

Tipo circuito N°

Paños Costo S/E [MUSD]

Desvío máximo línea transmisión equivalente

[km]

Costo desvío línea [MUSD]

Seccionamiento 1 circuito 2 4.800 9,6 4.800

Seccionamiento Doble 4 9.600 19,2 9.600

Considerando los resultados anteriores, se estima que las nuevas subestaciones seccionadoras podrían localizarse de la siguiente manera:

G1

C1

G2

Condición ACircuito simple,

soluciones independientes

Condición BSolución Optimización seccionamientos TxT

G1

C1

G2

Peor condición desvío paralelo

SE 1

SE 2

SE 3

SE


Línea 1x220 kV Tarapacá-Cóndores, cada 24 kilómetros aproximadamente. Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas, cada 38 kilómetros aproximadamente. Lo anterior, permite en primera instancia discretizar el problema de optimización, considerando un universo finito de alternativas de conexión, que luego serán evaluadas en términos de la optimización de la operación. Posibles errores de estimación en el costo unitario de línea no fueron considerados, asumiendo que se consideró una condición de trazado paralelo para llegada a una subestación, cuando dicho trazado podría ser de menor distancia, lo que disminuiría los costos unitarios de inversión en transmisión, y compensaría posibles sobrecostos por trazados que podrían ser más costosos. Con el fin de no restringir demasiado las localizaciones factibles de seccionamientos, se definirán zonas de referencia para la ubicación de éstos, cuya referencia esté dada las longitudes de indiferencia determinadas y que abarquen un radio de 10 kilómetros desde el punto de referencia.

3.2.1.1 Seccionamientos Línea 1x220 kV Tarapacá-Cóndores

Considerando los supuestos de localización de seccionamientos utilizados, y que la línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores es un simple circuito cuya longitud es de 70 kilómetros aproximadamente, las zonas de referencia de localización de seccionamiento factibles para esta línea serían:

i. Referencia 1: a 24 km de S/E Tarapacá, zona entre 14 y 34 km de ésta. ii. Referencia 2: a 48 km de S/E Tarapacá, zona entre 38 y 58 km de ésta.

No obstante, por no existir espacios disponibles para la conexión de nuevos paños en S/E Tarapacá, ni factibilidad técnica de ampliar dicha subestación, se agregaría una zona de referencia adicional para proyectos localizados a distancias inferiores a 12 kilómetros de S/E Tarapacá, la cual estaría en un radio de 10 kilómetros de subestación Tarapacá, como zona factible para localizar un punto óptimo de conexión o seccionamiento:

iii. Referencia 3: en torno a S/E Tarapacá, zona en un radio de 10 km de ésta. Considerando que el consumo de S/E Puerto del proyecto QB2 se encuentra a 5 km de S/E Tarapacá, estaría dentro de una de las zonas de referencia para localización de seccionamientos de la línea, lo que haría factible evaluar el punto específico sobre el cual se consulta.

3.2.1.2 Seccionamientos Línea 2x220 kV Tarapacá-Lagunas

Considerando los supuestos de localización de seccionamientos utilizados, y que la línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas es un doble circuito cuya longitud es de 56 kilómetros aproximadamente, la única zona de referencia debiese estar a 38 kilómetros de S/E Tarapacá o Lagunas, sin embargo, al ser una línea cuya longitud no supera los 70 kilómetros, la localización de seccionamiento factible debiese estar en la mitad de la línea:


i. Referencia: a 28 km de S/E Tarapacá o S/E Lagunas, mitad de la longitud de la línea, zona entre 18 y 38 km de S/E Tarapacá (radio 10 km)

Considerando que el consumo de S/E Bombeo del proyecto QB2 se encuentra a 26 km de S/E Tarapacá, estaría dentro de la zona de referencia para localización del punto de seccionamientos de la línea evaluada, lo que haría factible evaluar el punto específico sobre el cual se consulta.

3.2.2 Factibilidad de la zona de referencia para las conexiones.

La ubicación geográfica de las subestaciones seccionadoras del proyecto QB2, de acuerdo a lo informado en la solicitud de factibilidad de conexión, se encuentran en las coordenadas presentadas en la Tabla 8, y se presenta de manera gráfica y ampliada en la Figura 6.

Tabla 8: Coordenadas subestaciones proyecto QB2

N° NOMBRE ESTE NORTE

1 Puerto 376947 7702306

2 Bombeo 398735 7697531

PROYECCIÓN UTM / DATUM WGS84 / HUSO 19 SUR

De acuerdo a lo presentado en la Figura 7, estas subestaciones seccionadoras se ubican sobre concesiones de explotación y exploración minera constituidas y en trámite de distintos titulares, según la información publicada por el Sernageomin. Se debe destacar, que si bien existen concesiones que podrían complicar la definición de nuevos trazados de línea o conexión a una futura subestación seccionadora de la línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas, dichas concesiones corresponden en su mayoría a terrenos con concesiones mineras de exploración que aún no han sido constituidas como concesiones de explotación, y por ende en su mayoría no cuentan con servidumbre minera. En base a lo anterior, la zona de referencia factible para seccionamiento indicada en la sección 3.2.1, no presentaría grandes limitaciones territoriales, en lo que se refiere a definición de nuevos trazados de línea o construcción de una nueva subestación seccionadora. Además se debe destacar, que al tratarse del seccionamiento de una línea troncal, el propietario del proyecto debe garantizar el acceso abierto a dicha subestación en caso que se materialice el proyecto, por lo que si bien la localización de la subestación sería factible por encontrarse dentro de la zonas de referencia definidas, el propietario de este proyecto debe garantizar al menos técnicamente la posibilidad de conexión de otros proyectos, en lo que se refiere a acceso a la subestación, esto es, en términos de terreno disponible para ampliación de la S/E y entrada de nuevas líneas a la misma.


Figura 6: Ubicación proyecto QB2. Imagen Google Earth.

Figura 7: Ubicación Proyecto QB2. Imagen Concesiones Sernageomin

Concesiones Exploración Concesiones Explotación


3.2.3 Evaluación costo de inversión en transmisión proyectos en evaluación aledaños.

Con el fin de identificar posibles desarrollos de generación aledaños al proyecto QB2, en la Figura 8 se presenta la localización de los proyectos que se encuentran con evaluación ambiental aprobada y en calificación, y se identifican las distancias entre dichos desarrollos y el proyecto QB2.

Figura 8: Desarrollos de generación aledaños a los puntos de seccionamiento

Los proyectos que podrían ver beneficios al considerar los puntos de seccionamiento presentados son: Central Termoeléctrica Pacífico, Central Termoeléctrica Patache y Proyecto Fotovoltaico Cielos de Tarapacá. Asimismo, el proyecto espejo de Tarapacá también podría conectarse a alguna de las subestaciones definidas, mas no es un proyecto con Resolución de Calificación Ambiental Aprobada.

3.2.4 Resumen alternativas factibles de conexión a evaluar.

De acuerdo a lo presentado, se identifican las siguientes alternativas factibles para evaluar la conexión de los consumos del proyecto QB2, asociados a los consumos de Puerto y Bombeo.


3.2.4.1 Seccionamiento línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores. Consumo Puerto.

i. Alternativa A1: Conexión en S/E Tarapacá. Esta alternativa no es factible debido a la falta de espacios disponibles en la S/E Tarapacá. El paño que actualmente se encuentra desocupado está destinado al tendido del segundo circuito de la línea Tarapacá – Cóndores.

ii. Alternativa A2: Seccionamiento Línea Tarapacá – Cóndores a 5 kilómetros de S/E Tarapacá.

iii. Alternativa A3: Seccionamiento Línea Tarapacá – Cóndores a 5 kilómetros de S/E Tarapacá, y tendido de segundo circuito Tarapacá – S/E Puerto (5 km).

iv. Alternativa A4: Seccionamiento Línea Tarapacá – Cóndores a 25 kilómetros de S/E Tarapacá, y tendido de segundo circuito Tarapacá – S/E Puerto (25 km).

Figura 9: Alternativas de conexión válidas, consumo Puerto QB2.

3.2.4.2 Seccionamiento línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas. Consumo Bombeo.

i. Alternativa B1: Conexión en Subestación Lagunas. ii. Alternativa B2: Seccionamiento simple Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas a 26 kilómetros

de S/E Tarapacá (1circuito). Esta alternativa no es factible por no cumplir exigencias de la NTSyCS.

iii. Alternativa B3: Seccionamiento doble línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas a 26 kilómetros de S/E Tarapacá (2 circuitos).

iv. Alternativa B4: Conexión en S/E Tarapacá: Esta alternativa no es factible debido a la falta de espacios disponibles en la S/E Tarapacá. El paño que actualmente se encuentra desocupado está destinado al tendido del segundo circuito de la línea Tarapacá – Cóndores.

SE Cóndores

SE Puerto

SE Tarapacá

ALTERNATIVA A2

SE Cóndores

SE Puerto

SE Tarapacá

ALTERNATIVA A3

SE Cóndores

SE Puerto

SE Tarapacá

ALTERNATIVA A4


Figura 10: Alternativas de conexión válidas, proyecto Bombeo.

3.3 Identificación de restricciones de transmisión para la optimización de la operación

Esta sección tiene como objetivo identificar restricciones de transmisión que se podrían producir ante el desarrollo de alguno de los escenarios de conexión factibles para los proyectos de QB2 en evaluación. El análisis para identificar las restricciones se basó en realizar estudios eléctricos estáticos de flujo de potencia, supervisando el cumplimiento del criterio de seguridad N-1.

3.3.1 Restricciones de transmisión identificadas

En la Figura 11 se presenta un diagrama unilineal simplificado de la zona norte del SING, con la ubicación de los consumos de Puerto y Bombeo del proyecto QB2. Se puede observar que ambos proyectos se conectarían a instalaciones que actualmente operan de manera radial en el sistema de transmisión, por lo que su conexión no afecta ni modifica las condiciones operacionales de la zona.

SE Lagunas

SE Tarapacá

Bombeo N°2

ALTERNATIVA B1

SE Lagunas

SE Tarapacá

Bombeo N°2

ALTERNATIVA B3


Figura 11: Diagrama unilineal simplificado zona norte y ubicación de consumos del proyecto QB2.

Lagunas

Pozo Almonte

CollahuasiQuebrada

Blanca

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

S/E Puerto S/E Bombeo Desalada N°2

26 km

65

km2

22 k

m

70

km7

9 km

137

km

118 km18 km

30 km

5 k

m

3.3.1.1 Línea 1x220 kV Tarapacá - Cóndores

Para el caso de la línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores, no aplica el análisis del criterio de seguridad N-1 por tratarse de un circuito simple radial. El límite de transmisión de esta línea esta dado por su capacidad térmica (considerado a 30°C ambiente por tratarse de zona costera).

1. Restricción de transmisión línea Tarapacá-Cóndores. Línea Tarapacá – Puerto

La capacidad de la línea Tarapacá – Puerto corresponde a la capacidad térmica de la línea Tarapacá – Cóndores existente:

Con nuevo circuito adicional Tarapacá - Puerto

Para este caso se tiene que la línea Tarapacá – Puerto cuenta con un doble circuito, por lo que el límite de transmisión corresponde al doble de la capacidad de la línea Tarapacá – Cóndores antes definida. Cabe destacar que la línea Puerto – Cóndores sigue con circuito simple, lo que genera las siguientes restricciones de transmisión:

Línea 1

Línea 2


3.3.1.2 Línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas

Para el caso de la Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas, aplica el criterio de seguridad N-1 por tratarse de un doble circuito, y el límite de esta línea está dado por la capacidad térmica de uno de sus circuitos, que en este caso se consideró a 35° C por la temperatura ambiente en su último segmento cercano a S/E Lagunas.

2. Restricción de transmisión línea Tarapacá-Lagunas.

Línea 1:

Línea 2:

3.3.2 Resultados de las simulaciones sin restricciones de transmisión. Condición Base

En la Figura 12 se presentan los resultados de las simulaciones de la operación sin restricciones de transmisión, donde es posible evaluar las restricciones de las líneas Tarapacá –Cóndores y Lagunas - Tarapacá en sus segmentos inicial y final, con el fin de identificar el impacto de la conexión de los proyectos de QB2.

Figura 12: flujos esperados en líneas Tarapacá – Cóndores y Tarapacá - Lagunas, sin límites de transmisión.

Sin restricciones de transmisión, proyectos en localización propuesta

Restricción Tarapacá – Cóndores. Segmento 1 Tarapacá – S/E Bombeo

Restricción Tarapacá – Cóndores. Segmento S/E Bombeo - Cóndores

Restricción Tarapacá – Lagunas. Segmento 1 Lagunas – Bombeo

Restricción Tarapacá – Lagunas. Segmento 2 Bombeo - Tarapacá

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-50

0

50

100

150

200

250

300

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R1-Tarapaca-Condores 220-Tramo1

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-100

-50

0

50

100

150

200

250

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R2-Lagunas-Tarapaca 220-Tramo1

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1


Verificando la activación de las restricciones de transmisión, se observa que para la línea 1x220 kV Puerto - Cóndores se requeriría una ampliación a partir del año 2024, mientras que para la línea 2x220 kV Bombeo - Tarapacá esta ampliación se requeriría a partir del año 2021. En relación a las congestiones en la red de transmisión, en la revisión anual de expansión troncal del año 2015 se han propuesto obras que permiten dar solución a los problemas de seguridad de suministro y evitar futuras congestiones para la zona norte del SING. Las obras propuestas en la mencionada revisión anual son las siguientes:

Nueva Línea 2x220 kV Lagunas – Pozo Almonte, circuito 1, 2021. Nueva Línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota, circuito 1, 2021. Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1, 2021.

En la Figura 13 se presenta un diagrama unilineal con el plan de obras recomendado para la de expansión troncal, donde la obra más relevante para evitar congestiones futuras para los nuevos consumos de QB2 corresponde a la Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte. No obstante lo anterior, dicho plan de obras aún está en etapa de recomendación mientras el proceso troncal sigue su curso normal de desarrollo, y mientras no exista un decreto troncal vinculante no existe certeza sobre su materialización. En virtud de lo anterior, las restricciones identificadas en la zona serán consideradas de igual forma en las simulaciones realizadas, al menos hasta el año 2024.

Figura 13: Diagrama unilineal zona norte con Plan de Obras Recomendado de Expansión Troncal.

Lagunas

Pozo Almonte

CollahuasiQuebrada

Blanca

Tarapacá

Cóndores

Parinacota

Tap Off Dolores

Arica

G

S/E Puerto S/E Bombeo Desalada N°2

26 km

65

km2

22 k

m

70

km7

9 km

137

km

118 km18 km

30 km

5 k

m


3.3.3 Resultados de las simulaciones con restricciones de transmisión

3.3.3.1 Resultados Simulaciones para alternativas de evaluación proyecto Puerto.

Para las simulaciones de la operación utilizadas para evaluar las alternativas de conexión del proyecto puerto, la restricción de transmisión crítica corresponde a la de la línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores, siendo la mejor alternativa para evitar esta congestión seccionar la línea Tarapacá – Cóndores, construyendo un nuevo circuito entre Tarapacá y la Nueva subestación Puerto, ubicada a 5 kilómetros de Tarapacá (Alternativa 3). La alternativa de seccionar la línea sin ampliar la línea desde S/E Tarapacá hasta el punto de seccionamiento, no resulta factible porque en dicha condición sería necesario restringir consumos de manera programada.

Figura 14: Resultados simulación de la operación, evaluación de restricción Tarapacá – Cóndores.

Restricción Tarapacá – Cóndores

Alternativa A2

Alternativa A3 Alternativa A4

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-50

0

50

100

150

200

250

300

350

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-50

0

50

100

150

200

250

300

350

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-50

0

50

100

150

200

250

300

350

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1


3.3.3.2 Resultados Simulaciones para alternativas de evaluación proyecto Bombeo.

Para las simulaciones de la operación utilizadas para evaluar las alternativas de conexión del proyecto bombeo, la restricción de transmisión crítica corresponde a la de la línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas, siendo la mejor alternativa para evitar esta congestión la de conectarse directamente en subestación Lagunas (Alternativa B1), sin embargo, como se verá más adelante, el alto costo de servidumbre en la zona hace poco rentable económicamente dicha conexión, frente a la construcción de una nueva subestación seccionadora dentro de la zona de referencia de localización del punto óptimo.

Figura 15: Resultados simulación de la operación, evaluación de restricción Tarapacá – Lagunas

Restricción Tarapacá – Lagunas

Alternativa B1 Alternativa B3

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-600

-400

-200

0

200

400

600

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-600

-400

-200

0

200

400

600

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1


3.4 Costos de operación económica para las alternativas de conexión.

3.4.1 Línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores

En la Tabla 9 se presentan los resultados de los costos totales de operación y falla obtenidos a partir de la optimización de la operación del sistema, considerando restricciones de transmisión identificadas en la sección 3.3.

Tabla 9: Costos totales de operación en MMUSD, con restricciones de transmisión. Alternativas conexión consumo Puerto 65 MVA.

Año

Costos Totales de Operación con Restricciones de Transmisión [MMUSD]

Alternativa A2 Alternativa A3 Alternativa A4

Seccionamiento 5km Seccionamiento 5km+ N. Línea Seccionamiento 25km+ N. Línea

2019 2.149,7 2.149,9 2.149,8

2020 2.435 2.427,2 2.427,3

2021 2.773,6 2.751,2 2.751,3

2022 3.022,9 2.995,3 2.995,4

2023 2.637,3 2.606,4 2.606,6

2024 3.256,1 3.256 3.256,1

2025 3.412,4 3.412,3 3.412,4

2026 3.844,3 3.844,2 3.844,3

2027 4.104,5 4.104,4 4.104,5

2028 3.751 3.750,9 3.750,9

VAN 2019 $18.322,1 $18.260,8 $18.261,1

Se puede observar que la alternativa que genera menores costos de operación, considerando restricciones de transmisión corresponde a la alternativa de seccionar la Línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores a 5 kilómetros de Tarapacá y construcción de un segundo circuito entre S/E Tarapacá y el punto de seccionamiento (Alternativa A3), traduciéndose como la mejor alternativa en términos de ahorro de costos por pérdidas y limitaciones de transmisión.

3.4.2 Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas

En la Tabla 10 se presentan los resultados de los costos totales de operación y falla obtenidos a partir de la optimización de la operación del sistema, considerando restricciones de transmisión identificadas en la sección 3.3.


Tabla 10: Costos totales de operación en MMUSD, con restricciones de transmisión. Alternativas conexión consumo Bombeo 25 MVA.

Año

Costos Totales de Operación con Restricciones de Transmisión [MMUSD]


Conexión Lagunas Seccionamiento Doble

2019 2.149,9 2.149,9

2020 2.425,1 2.427,2

2021 2.747,2 2.751,1

2022 2.992,2 2.995,2

2023 2.603,7 2.606,6

2024 3.256 3.256

2025 3.412,3 3.412,3

2026 3.844,3 3.844,2

2027 4.104,5 4.104,4

2028 3.751 3.750,9

VAN 2019 $18.252,3 $18.260,8

Se puede observar que la alternativa que genera menores costos de operación, considerando restricciones de transmisión corresponde a la alternativa de conexión directa a S/E Lagunas (Alternativa B1), traduciéndose como la mejor alternativa en términos de ahorro de costos por pérdidas y limitaciones de transmisión.

3.5 Costos de inversión para las alternativas de conexión.


Para evaluar económicamente las alternativas de conexión se consideraron los siguientes costos unitarios de inversión:

Tabla 11: Costos unitarios y supuestos para valorización de inversiones en transmisión. Alternativas conexión consumo Puerto 65 MVA.

Costo unitario Línea Tx 2 circuitos 0,45 MMUSD/km

Costo unitario Tendido 1 circuito 0,1 MMUSD/km

Tasa descuento 10 %

Periodo Inv Tx 40 Años

COMA 2 %

Sobre costo S/E 1,35 Factor

Costo paño Tx 2 MMUSD

A partir de los costos unitarios de inversión, y los supuestos presentados en la Tabla 11 se obtuvieron las siguientes valorizaciones de inversión en transmisión para las distintas alternativas de conexión del consumo Puerto.


Tabla 12: Valorización de Inversiones Alternativas conexión consumo Puerto 65 MVA.

Puntos Conexión Longitud Línea Tx

[km]

N Paños

Ad.

Costo Línea

[MUSD]

Costo S/E

[MUSD]

Costo Inversión [MUSD]

AVI [MUSD]

COMA [MUSD]

VAT [MUSD]

VAT [MMUSD]

A2-Seccionamiento 5km 0 2 0 $5.400 $5.400 $502 $10 $512 $0,51

A3-Seccionamiento 5km+ N. circuito

5 4 500 $10.800 $11.300 $1.050 $21 $1.071 $1,07

A4-Seccionamiento 25km+ N. circuito

25 4 11.250 $10.800 $22.050 $2.050 $41 $2.091 $2,09

De las valorizaciones presentadas en la Tabla 12, se puede observar que la alternativa de menor costo de inversión corresponde al seccionamiento a 5 kilómetros de dicha subestación, alternativa A2.


Para evaluar económicamente las alternativas de conexión se consideraron los siguientes costos unitarios de inversión:

Tabla 13: Costos unitarios y supuestos para valorización de inversiones en transmisión. Alternativas conexión consumo Bombeo 25 MVA.

Costo unitario Línea Tx 2 circuitos 0,5 MMUSD/km

Costo unitario Gx 2,3 MMUSD/MW

F. Planta 33 %

Tasa descuento 10 %

Periodo Inv Tx 40 Años

COMA 2 %

Sobre costo S/E 1,2 Factor

Costo paño Tx 2 MMUSD

A partir de los costos unitarios de inversión, y los supuestos presentados en la Tabla 13 se obtuvieron las siguientes valorizaciones de inversión en transmisión para las distintas alternativas de conexión del consumo Bombeo.

Tabla 14: Valorización de Inversiones Alternativas conexión consumo Bombeo 25 MVA.

Puntos Conexión Longitud Línea Tx

[km]

N Paños

Ad.

Costo Línea

[MUSD]

Costo S/E

[MUSD]

Costo Inversión [MUSD]

AVI [MUSD]

COMA [MUSD]

VAT [MUSD]

VAT [MMUSD]

B1-Conexión Lagunas 30 0 15.000 $0 $15.000 $1.394 $28 $1.422 $1,42

B3-Seccionamiento Doble 0 4 0 $9.600 $9.600 $892 $18 $910 $0,91

De las valorizaciones presentadas en la Tabla 14, se puede observar que la alternativa de menor costo de inversión corresponde al seccionamiento doble a 26 kilómetros de la subestación Tarapacá, alternativa B3.


3.6 Evaluación económica y resultados problema de optimización.


A partir de los costos totales de operación presentados en la Tabla 9 y las valorizaciones de inversión presentadas en la Tabla 12, se realiza la evaluación económica para determinar la mejor alternativa de conexión para el consumo Puerto, cuyos resultados se presentan en la Tabla 15.

Tabla 15: Evaluación económica alternativas de conexión consumo Puerto 65 MVA.

Año

Costos Totales de Operación e Inversión en transmisión (MMUSD)

Alternativa A2 Alternativa A3 Alternativa A4

Seccionamiento 5km Seccionamiento 5km+ N. Línea Seccionamiento 25km+ N. Línea

2019 2.150,2 2.151 2.151,8

2020 2.435,5 2.428,3 2.429,4

2021 2.774,1 2.752,2 2.753,4

2022 3.023,4 2.996,3 2.997,5

2023 2.637,8 2.607,5 2.608,7

2024 3.256,6 3.257,1 3.258,2

2025 3.412,9 3.413,4 3.414,5

2026 3.844,8 3.845,3 3.846,4

2027 4.105 4.105,5 4.106,6

2028 3.751,5 3.752 3.753

VAN 2019 $18.325,2 $18.267,4 $18.274

Leyenda

Más barato

2° Más Barato

Más Caro

Considerando todo lo anterior, y que los proyectos de consumo en su mayoría requieren de criterio de seguridad N-1, se incorporará un costo asociado a energía no servida (ENS) por falla del circuito Tarapacá – Seccionamiento 5 km y se incorporará un sobre costo de inversión a la alternativa A3 por conceptos de ampliar ambos circuitos de la línea Tarapacá – Seccionamiento 5 km, para que dicha alternativa permita el cumplimiento del criterio de seguridad N-1 estricto. Para la evaluación del costo de falla de corta duración, se utilizará:

El costo de falla vigente en la NTSyCS, esto es 14.738 USD/MWh Desconexión anual forzada promedio de 1,5 horas. Consumo puerto con su carga máxima de 65 MW

Para la evaluación del sobrecosto de inversión por ampliación de ambos circuitos de la línea Tarapacá – Seccionamiento 5 km (Puerto) se considera un costo unitario de 150 MUSD/km por ambos circuitos, lo que se traduce en:


Tabla 16: Detalle de Costos.

Sobrecostos de Inversión por Ampliación [MMUSD]

VI AVI COMA VAT

0,75 0,08 0,015 0,095

En la Tabla 17 se presentan los resultados considerando los costos por conceptos de ENS y sobrecostos de inversión por ampliación de la línea desde Tarapacá hasta el punto de seccionamiento a 5 kilómetros de ésta. De los resultados obtenidos se concluye que la mejor alternativa correspondería a la de construir una nueva subestación a 5 kilómetros de Tarapacá seccionando la línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores y con el tendido de un segundo circuito desde Tarapacá hasta el punto de seccionamiento, considerando el repotenciamiento de ambos circuitos.

Tabla 17: Evaluación económica alternativa A3 de conexión consumo Puerto 65 MVA, considerando efectos de aumentos en VI para incrementos en seguridad de suministro.

Año

Alternativa A3

Alternativa A3 Seccionamiento 5km+ N. Línea

C Inversión y Operación

Costo Inversión Adicional N-1

2019 2.151 0,10 2.151,1

2020 2.428,3 0,10 2.428,4

2021 2.752,2 0,10 2.752,3

2022 2.996,3 0,10 2.996,4

2023 2.607,5 0,10 2.607,6

2024 3.257,1 0,10 3.257,2

2025 3.413,4 0,10 3.413,5

2026 3.845,3 0,10 3.845,4

2027 4.105,5 0,10 4.105,6

2028 3.752 0,10 3.752,1

VAN 2019 18.267,4 0,58 18.267,9



A partir de los costos totales de operación presentados en la Tabla 10 y las valorizaciones de inversión presentadas en la Tabla 14, se realiza la evaluación económica para determinar la mejor alternativa de conexión para el consumo Bombeo, cuyos resultados se presentan en la Tabla 18. Se observa que la alternativa que inicialmente genera los menores costos de inversión, operación y falla corresponde a la alternativa B1, esto es, la conexión directa en la Subestación Lagunas. No obstante, para dicha alternativa se tienen los siguientes alcances:

Alto costo de inversión por servidumbres de las líneas de transmisión (Tabla 14).

Dichos sobrecostos de inversión serían superiores a los sobrecostos de operación de las otras alternativas por conceptos de activación de restricciones de inversión, en la medida que se materialicen las obras de expansión troncal recomendadas por este CDEC para la zona norte del SING en el contexto de la revisión anual de expansión 2015-2016, específicamente con la materialización de la Nueva Línea entre SS/EE Cóndores y Pozo Almonte. Para visualizar lo anterior, se realizaron nuevas simulaciones que consideran la puesta en servicio de estos nuevos proyectos para el año 2021, por lo que se liberaron las restricciones de transmisión a contar del año 2022.

Tabla 18: Evaluación económica alternativas de conexión consumo Bombeo 25 MVA.

Año

Costos Totales de Operación e Inversión Tx (MMUSD)



2019 2.151,3 2.150,8

2020 2.426,5 2.427,2

2021 2.748,6 2.752

2022 2.993,7 2.996,1

2023 2.605,1 2.607,4

2024 3.257,5 3.256,9

2025 3.413,8 3.413,2

2026 3.845,7 3.845,1

2027 4.105,9 4.105,3

2028 3.752,4 3.751,8

VAN 2019 $18.261 $18.265,5

Leyenda

Más barato

Considerando lo anterior, se realizaron nuevas simulaciones liberando las restricciones de transmisión identificadas a contar del año 2022 y los resultados de los nuevos costos de operación se presentan en la Tabla 19, mientras que los costos totales de inversión y operación se presentan en la Tabla 20.


De los nuevos resultados obtenidos, se puede observar que la materialización de las obras recomendadas para la zona norte del SING, hacen óptima la conexión de este proyecto seccionando la línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas en el punto evaluado (30 km desde S/E Lagunas). En base a lo anterior, la alternativa óptima de conexión corresponde al seccionamiento de ambos circuitos, esto es, la alternativa B3. Si bien, la alternativa del seccionamiento doble es competitiva económicamente con la conexión directa en Lagunas, la materialización en fecha del proyecto de expansión recomendado Nueva Línea 220 kV Cóndores – Pozo Almonte (fecha de puesta en servicio año 2021), aumenta considerablemente los beneficios económicos, lo que inclinaría la decisión hacia la alternativa de seccionar.

Tabla 19: Costos totales de operación, evaluación conexión consumo Bombeo 25 MVA. Restricciones transmisión liberadas año 2022.

Año

Costos Totales de Operación con Pérdidas + Restricciones Tx Liberadas 2022 (MMUSD)



2019 2.149,9 2.149,9

2020 2.425,1 2.427,2

2021 2.747,2 2.751,1

2022 2.991,1 2.991,1

2023 2.602,4 2.602,4

2024 3.256 3.256

2025 3.412,3 3.412,3

2026 3.844,3 3.844,2

2027 4.104,5 4.104,4

2028 3.751 3.750,9

VAN 2019 $18.250,8 $18.255,5

Leyenda

Más barato


Tabla 20: Costos totales de operación e inversión, evaluación conexión consumo Bombeo 25 MVA. Restricciones transmisión liberadas año 2022.

Año

Costos Totales de Operación e Inversión Tx (MMUSD)



2019 2.151,3 2.150,8

2020 2.426,5 2.427,2

2021 2.748,6 2.752

2022 2.992,5 2.992

2023 2.603,9 2.603,3

2024 3.257,5 3.256,9

2025 3.413,8 3.413,2

2026 3.845,7 3.845,1

2027 4.105,9 4.105,3

2028 3.752,4 3.751,8

VAN 2019 $18.259,5 $18.260

4 Conclusiones y Recomendación

Utilizando la metodología planteada por este CDEC para la determinación de puntos óptimos de seccionamiento o conexión al sistema troncal, la conexión óptima recomendada para el proyecto Quebrada Blanca Fase 2 consiste en: La conexión recomendada para el Consumo en S/E Puerto corresponde al seccionamiento

de la línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores en un radio de 10 kilómetros desde S/E Tarapacá, tendiendo un segundo circuito entre Tarapacá y la S/E Puerto (punto de seccionamiento).

La conexión óptima recomendada para S/E Bombeo Agua Desalada N°2, corresponde al seccionamiento de la línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas en un punto entre los 21 y 31 kilómetros desde la S/E Tarapacá.

Si bien se recomiendan las zonas de conexión óptima para las SS/EE Puerto y Bombeo

Agua Salada N°2, dichas definiciones sólo indican la aprobación por parte de la DPD para la conexión del proyecto en dicha zona de referencia, sin embargo, será el responsable del proyecto quién defina el punto definitivo de seccionamiento o conexión, mientras se encuentre dentro de la zona recomendada por la DPD, en base a criterios técnicos y definiciones de optimización de la inversión que se levanten en terreno.

informe punto de seccionamiento sistema de transmisión del...

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