repotenciamiento de líneas de transmisión

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Repotenciamiento de Líneas de Transmisión

Juan Carlos Araneda T.Subgerente de Planificación

XIII MES DE LA ENERGÍA – 24 de junio de 2021

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Agenda

• El Coordinador Eléctrico Nacional y su rol en la Expansión de la Transmisión

• Procesos de Planificación de la Transmisión 2020 y 2021

• Criterios de Planificación

• Alternativas de Repotenciamiento de Líneas de Transmisión

• Repotenciamiento de Líneas en la Expansión de la Transmisión

• Conclusiones


Coordinador Eléctrico Nacional

13Servimos a Chile con Energía

Somos un organismo técnico e independiente, encargado de la coordinación de

la operación del conjunto de instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional que

operen interconectadas entre sí.

Nuestra misión es servir a Chile preservando la seguridad

de su sistema eléctrico, con la operación más económica

para el conjunto de sus instalaciones y garantizando el

acceso abierto a los sistemas de transmisión.


Propuesta de

Proyectos del

Coordinador a la

CNE

Planificación Energética de Largo Plazo (PELP)(Desarrollada cada 5 años por el Ministerio de Energía)

Escenarios

CNE Desarrolla Plan de Expansión

de la Transmisión

Panel de

Expertos

resuelve

discrepancias

Publicación del

Decreto de

Expansión de la

Transmisión

Coordinador

licitación los

Proyectos (Nacional

y Zonal)

Proceso Anual de Planificación de la Transmisión

Obras nuevas y Ampliaciones

Licitadas por el Coordinador

(Transmisión Nacional y Zonal)

Agentes de Mercado

proponen proyectos a la CNE

ENERO ABRIL ENERO ABRIL JUNIO

Año 1 Año 2

Servimos a Chile con Energía

El Coordinador y su rol en la Expansión de la Transmisión


Procesos de Planificación de la Transmisión 2020 y 2021

13Servimos a Chile con Energía

Planificación de la Transmisión 2020Hoy

1os 15 días del año (22.01.2020)

Coordinador emite Informe con Propuesta de Expansión de la Transmisión

60 días corridos

CNE convoca a proponer proyectos (12.02.2020)

Empresas proponen proyectos (27.05.2020)

+ 5 meses +10 días

CNE emite ITP:

29 enero 2021

Empresas observan ITP:

15 febrero 2021.

+ 30 días

CNE emite ITF (9/14 abril 2021)

+15 +10 +50 días corridos

Discrepancias (5 mayo)

Audiencia (31 mayo)

Dictamen

+15 + 15 días

CNE- emite ITD

Decretos M. Energía

30 días (9 de julio)

Coordinador emite

Complemento de

Propuesta de Expansión

de la Transmisión 2020

Planificación de la Transmisión 2021

Hoy

1os 15 días del año (22.01.2021)

Coordinador emite Informe con Propuesta de Expansión de la Transmisión

60 días corridos

CNE convoca a proponer proyectos (26.02.2021)

Empresas proponen proyectos (20.05.2021)

+ 5 meses +10 días (9 de noviembre a 23 de noviembre)

CNE emite ITP

Empresas observan ITP

+ 30 días

CNE emite ITF

+15 +10 +50 días corridos

Discrepancias

Audiencia / Dictamen

+15 + 15 días

CNE- emite ITD

Decretos M. Energía

30 días (5 de julio)

Coordinador emite

Complemento de

Propuesta de Expansión

de la Transmisión 2021


• Minimización de riesgos de abastecimiento, considerandoeventualidades, tales como:

➢ aumento de costos o indisponibilidad de combustibles

➢ atraso o indisponibilidad de infraestructura energética

➢ desastres naturales o condiciones hidrológicas extremas

• Promover la oferta y facilitar la competencia, paraabastecer suministros a mínimo precio

• Proyectos económicamente eficientes y necesarios en losdistintos escenarios energéticos

• Modificación de instalaciones de transmisión existentes demanera eficiente

La planificación deberá contemplar holguras y redundanciasnecesarias para incorporar los criterios anteriores.

Criterios de Planificación de la Transmisión (Artículo 87° LGSE)











M1 M2

• Suficiencia

• Inv < VP[ Δ(COP+CENS)]












M1 M2

• Seguridad de Servicio

• Criterio N - k












M1 M2

Resiliencia:

• Capacidad para resistir y reaccionar ante

eventos Baja Probabilidad y Alto

Impacto:

➢ Desastres naturales: terremotos,

tsunamis, incendios forestales,

aluviones, tormentas de nieve,

erupciones volcánicas, etc.

➢ Fallas severas de instalaciones

➢ Ataques cibernéticos



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• Competencia

• Acceso abierto












• Sustentabilidad

• Uso eficiente del

territorio












• Visión de Largo Plazo

• Robustez



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Repotenciamiento de Líneas de Transmisión

• Las líneas de transmisión permiten interconectar las centralesgeneradoras (oferta) con los centros de consumo (demanda),que están geográficamente alejados a lo largo del país.

• La construcción de nuevas líneas de transmisión presentadificultades y retrasos debido a:

• Oposición de las comunidades

• Negociación de servidumbres con los propietarios de terrenos

• Gestión de aprobación ambiental

• Los plazos de desarrollo de nuevas líneas de transmisión sonmuy superiores a los plazos de desarrollo de generación ERV.

• Los eventuales retrasos en la puesta en servicio de nuevaslíneas implica congestiones, con impacto privado en agentes delmercado y mayores costos de operación para el sistema.


Alternativas de Repotenciamiento de Líneas de Transmisión

➢ Reemplazo de conductores existentes (cobre poraluminio)

➢ Reemplazo conductores existentes por conductoresde alta capacidad

➢ Aumento del nivel de tensión de transmisión

➢ Uso de la franja de servidumbre y reemplazo de lalínea de transmisión

➢ Conversión de líneas de transmisión AC a DC


Repotenciamiento de Líneas en la Expansión de la Transmisión(1989 – 2004)

• Cambio de conductor Línea 2x110 kV Miraflores-PlayaAncha (1989): Cu 2/0 por AASC Cairo

• Desarrollo Zona Concepción (1996):

➢ Energización en 220 kV de un circuito de Línea 2x154 kV Charrúa-Concepción

➢ Uso franja línea 66 kV Concepción-Cerro Chepe para extensión Línea 1x220 kV hasta Hualpén

• Repotenciamiento de la Línea 2x220 kV Polpaico-Quillota, usando franja de línea existente (1999)

• Desarrollo del Sistema Charrúa-Alto Jahuel por conexióncentrales Pangue (1997) y Ralco (2004):

➢ 1997 – Construcción de línea 2x220 kV Charrúa-Ancoa, transformable a 1x500 kV, tendido de un circuito (C3)

➢ 2004 – Transformación de Línea 220 kV Charrúa-Ancoa C3 a 1x500 kV y C1+C2 a 1x500 kV











Aumento de capacidad:

• de 550 MW a 1300 MW entre Charrúa y Ancoa

• de 900 MW a 1400 MW entre Ancoa y Alto Jahuel



• Obras de construcción inmediata LC1 (2005):

➢ Cambio de conductor Línea 2x154 kV Itahue-San Fernando (Cu 300 MCM por AASC Greeley)

• Desarrollo Sistema 154 kV Itahue-Alto Jahuel:

➢ Transformación en dos etapas de la Línea 2x154 kV Itahue-Alto Jahuel a 2x220 kV (no completado por declaración desierta de obras)

• ETT 2006-2010:

➢ Repotenciamiento con conductores de alta capacidad de Líneas 2x220 Alto Jahuel-Chena y Chena-Cerro Navia

➢ Repotenciamiento Línea 2x220 kV Cerro Navia-Lo Aguirre, usando franja


Propietario Obra de Ampliación Cambio VI (MMUSD)

Transelec Línea 2x220 kV N.Puerto Montt – P.Montt y ampliación S/E N.P.Montt ACSR 636 a Alta Cap. 430 MVA 3,9

Transelec Línea 2x220 kV Ciruelos-Cautín ACSR 636 a Alta Cap. 430 MVA 10,3

Chilquinta Tendido segundo circuito Línea 2x110 kV Agua Santa-Placilla 70 MVA 1,3

Colbún Línea 2x110 kV entre SS/EE Río Aconcagua y Nueva Panquehue AAAC Butte a Alta Cap. 155 MVA 2,1

CGE/Transelec Líneas 1x66 kV (cuatro de CGE y una de Transelec) Cu a Alta Cap. 2,6

Interchile Línea 2x220 kV Maitencillo-Nueva Maitencillo 4xACAR 500 a Alta Cap. 1200 MVA 3.0

Transelec Línea 2x500 kV A.Jahuel-Lo Aguirre y ampliación S/E Lo Aguirre 4xACAR 700 a Alta Cap. 3000 MVA 42,2

CGE/Transelec Líneas 1x66 kV (dos de CGE y una de Transelec) Cu a Alta Cap. 12,9

Transelec, SATT, Zald Líneas 2x220 kV Frontera-María Elena-Kimal AAAC Flint a Alta Cap. 550 MVA 19,6

Transelec Línea 2x220 kV La Cebada-Punta Sierra AAAC Flint a Alta Cap. 560 MVA 3,6

Transelec Línea 1x220 kV Charrúa-Temuco ACAR 900 a Alta Cap. 530 MVA 16,0

STS Tendido segundo circuito Línea 2x220 kV N.Ancud-Chiloé y ampl. S/E Chiloé 500 MVA 7,3

CGE Línea 1x110 kV Quillota-Marbella Cu a Alta Cap. 74 MVA 0,4

Colbún Línea 1x110 kV Las Vegas-Esperanza AAAC a Alta Cap. 184 MVA 2,3

Colbún Línea 2x110 kV Esperanza-Río Aconcagua AAAC a Alta Cap. 184 MVA 1,9

Enel Dist. Línea 2x220 kV Alto Jahuel-Baja Cordillera AAAC a Alta Cap. 800 MVA 9,5

20

17

20

18

20

19

Repotenciamiento de Líneas en los Decretos de Expansión de la Transmisión(2017 a 2019)


Conclusiones

• El repotenciamiento permite la modificación de líneas de transmisión existentes demanera eficiente.

• Es una alternativa que brinda sustentabilidad al aprovechar la infraestructura existente,reduciendo el impacto el impacto territorial, ambiental y visual.

• Es importante la evaluación de factibilidad del repotenciamiento: estado de instalacionesexistentes, solución técnica y método constructivo (verificar las desconexiones necesariaso el trabajo con línea energizada).

• En la planificación, analizar el diseño de nuevas líneas con holguras: por ejemplo, nivelde tensión mayor (caso Línea Entre Rios – Pichirropulli 2x500 kV energizada en 220 kV),líneas de doble circuito con tendido de uno.

• Es una alternativa con menor plazo constructivo en comparación con nuevas líneas detransmisión.


Muchas gracias

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