OPCIONES DE CONEXIÓN AL SIC
DEL PROYECTO CH LA PUNILLA
Preparado por:
Juan Carlos Martina
División de Seguridad & Mercado Eléctrico (DSME)
Junio de 2015
ÍNDICE
Introducción
Ubicación del proyecto en el SIC
Criterios usados para determinar las opciones de conexión al SIC
Etapas para la construcción de una LTx
Organización del mercado eléctrico Chileno
Conclusiones
Ministerio de Energía
INTRODUCCIÓN
Ministerio de Energía
La Dirección de Obras Hidráulicas (DOH) del Ministerio de Obras Públicas
(MOP), solicitó un análisis de optimización de la central hidroeléctrica asociada
al futuro embalse “La Punilla”, considerando los derechos de agua de los
regantes determinados por la Dirección General de Aguas (DGA).
Para ello, la DOH contrató a la consultora especializada SYSTEP en el año
2012; quien desarrolló un estudio para determinar:
 La mejor alternativa para conectar la central hidroeléctrica al Sistema Interconectado
Central (SIC);
 La capacidad instalada óptima de la CH, y la estrategia de contratación de energía;
 Evaluación financiera del proyecto.
Ministerio de Energía
UBICACIÓN DEL
PROYECTO
Ministerio de Energía
UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROYECTO
Ministerio de Energía
UBICACIÓN
PROYECTO
Ministerio de Energía
GEOGRÁFICA
LOCAL
DEL
EL PROYECTOS Y EL SISTEMA ELÉCTRICO
DEL SIC
Ministerio de Energía
CRITERIOS USADOS
PARA DETERMINAR LAS
OPCIONES DE CONEXIÓN
AL SIC
Ministerio de Energía
 Nivel de tensión de las alternativas de conexión
Punto de Conexión
Distancia de la CH La
Nivel de Tensión [kV]
Punilla a S/E de
Conexión [km]
S/E Ancoa
220
110
S/E San Ambrosio*
220
100
S/E Parral
154
75
S/E Chillán
154
75
S/E Charrúa
220
120
S/E San Fabian
220
20
NOTA*: S/E proyectada por Compañía Transelec S.A.
 Criterios de seguridad
 Diseño del tipo N -1 (línea de doble circuito);
 Suficiencia de la línea: capacidad para evacuar por sí sola la potencia de la central.
Ministerio de Energía
TOPOLOGÍA DE LA SUBESTACIÓN ELEVADORA
Diagrama Unilineal de la S/E
Punilla 13,2 kV
220(154)/13,2 kV
50 MVA
220(154)/13,2 kV
50 MVA
Punilla
220(154) kV
 Barra de 13,2 kV –/ 220 kV / 154 kV;
 Paños de interruptor para posición
de la línea;
 Paños de interruptor para posición
de transformadores;
 Paños de interruptor para posiciones
de seccionamiento;
 Paños de interruptor posición de
transferencia.
Ministerio de Energía
MÓDULOS DE COSTO
 Para la valorización de las instalaciones de 220 y/o 154 [kV], se consideró la
información pública disponible, del segundo estudio de transmisión troncal
(E.T.T), ya que la evaluación se realizó durante el año 2012;
 Para la valorización de las instalaciones en 13,2 [kV], se consideró la
información pública disponible, del segundo estudio de SubTransmisión(STx), ya que la evaluación se realizó durante el año 2012;
 En el caso de la conexión a la subestación San Fabián, se asume que existe
un acuerdo de pago por la línea de transmisión adicional que conecta la S/E
San Fabián 220 kV con la S/E Ancoa 220 kV, a prorrata del uso de la línea.
En este caso le corresponde el 39,6% del V.I. de la línea
Ministerio de Energía
VALORIZACIÓN
DE
LAS
PÉRDIDAS
DE
TRANSMISIÓN
 Corresponden a las pérdidas asociadas a la operación esperada de la central
en el período;
 Se considera el valor presente de las pérdidas medias de energía y las
pérdidas a capacidad nominal.
PAGO POR USO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
 La central deberá pagar peajes de inyección por el uso del resto del sistema
de transmisión para alcanzar a los retiros del sistema;
 De acuerdo con las características topológicas de las distintas alternativas de
conexión, la central deberá pagar peajes en el segmento de transmisión
troncal (TxT) en todos los casos;
 Adicionalmente, para las alternativas de conexión en 154 [kV] se deberán
pagar peajes en el segmento de subtransmisión.
Ministerio de Energía
VALORIZACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA
(ENS)
Para efectos de la determinación del punto óptimo de conexión, se
consideró la energía no suministrada por la central hidráulica,
suponiendo:
 ENS: corresponde a la energía que no podría inyectar la CH La Punilla al
sistema eléctrico (SIC) por una falla en instalaciones asociadas a la solución
de transmisión que no cuente con redundancia de vínculo
Ministerio de Energía
ETAPAS PARA LA
CONSTRUCCIÓN DE UNA
LTx
Ministerio de Energía
Tramitación de la LTx: Entre 33 a 66 Meses Aprox.
Ingeniería de la
Línea de
Transmisión



Ing. Básica;
Ing. Detalle;
Estudio
técnico
solicitados por la
Norma Técnica
Permisos
Necesarios



Licencia
Ambiental (RCA)*;
Concesión
Eléctrica;
Permisos
Sectoriales
NOTA*: Sin considerar
consulta indígena
Plazos Estimados
6 a 12 meses
Plazos Estimados
18 a 36 meses




Concesionario
Ministerio de Energía
SEA & MMA;
SEC & MEN;
Municipalidades
Construcción de
la Línea de
Transmisión



Construcción de las
Torres (Estructuras
y Fundaciones);
Construcción de la
subestación
de
poder;
Tendido
de
conductores
y
aisladores


Pruebas
de
equipos mayores
energizados;
Pruebas de los
equipos
de
control,
protección
y
comunicación
Plazos Estimados
12 a 24 meses
Plazos Estimados
3 a 6 meses


Concesionario &
EPC
Operación
Comercial
Puesta en
Marcha
Concesionario &
EPC

Una
vez
concluidos
las
pruebas
de
equipos,
y
aprobados
los
protocolos,
se
entrega la línea
para
operación
Comercial;


Concesionario
CDEC
Ejemplo de
Eléctrica
N°
Líneas
Transmisión
con
Concesión
Línea de Transmisión
Fecha de
Concesión
1
Línea 2x220 kV Nogales - Polpaico
31/03/2010
2
Línea 1x220 kV Pan de Azúcar - Andacollo
10/05/2010
3
Línea 2x066 kV Lircay - Mariposas
08/10/2010
4
Línea 2x110 kV Aihuapi - Antillanca
12/01/2012
5
Línea 1x110 kV Pilmaiquen - Antillanca
23/01/2012
6
Línea 2x220 kV Chacayes - Maitenes
07/03/2012
7
Línea 2x220 kV Meilipulli – Plaza Peajes
14/08/2013
8
Línea 1x110 kV Santa Marta – Padre Hurtado (Tramo 1)
30/08/2013
9
Línea 1x066 kV Isla de Maipo – Papelera Talagante
17/10/2013
10
Línea 1x154 kV Baquedano - Molino
17/10/2013
11
Línea 2x220 kV Rucatayo – Barro Blanco
14/01/2014
12
Línea 2x500 kV Alto Jahuel – Ancoa (Primer Circuito)
25/03/2014
Ministerio de Energía
ORGANIZACIÓN DEL
MERCADO ELÉCTRICO
CHILENO
Ministerio de Energía
Generación
Ministerio de Energía
Comisión Nacional de
Energía
Superintendencia de
Electricidad y
Combustibles
Centro de Despacho
Económico de Carga
(CDEC)
 Generadores
 Transmisores
 Clientes Libres
Transmisión
Distribución
Panel de Expertos
Consumo
Ministerio de Energía
Mercado de la Generación
Generación
Fuentes
Primarias
de
Energía
Transmisión
Distribución
Mercado Libre
Desarrollo
descentralizado
Consumo
Ministerio de Energía
MERCADO DE LA GENERACIÓN
Mercado Spot
Mercado de
Contratos
Producción
Comercialización
CMg A
CMg B
Pa
Pb
Vende Producción a Costo
Marginal
Compra a Costo Marginal
Suministro a Clientes
CDEC
Opera y Valoriza las transferencias de
energía y potencia
Ministerio de Energía
 Clientes Libres
 Distribuidoras
CONCLUSIONES
Ministerio de Energía
 Alternativas de conexión: son todas factibles técnicamente de realizar; pero al
momento de realizar los análisis se recomienda revisar las restricciones de
capacidad que existan en cada punto de conexión al sistema eléctrico;
 Los plazos previsto para obtener todos los permisos para la construcción de
la línea de conexión van a depender de varios factores (Concesión eléctrica,
Licenciamiento Ambiental, etc.); pero no debiese ser un plazo mayor al que
establece la regulación para una línea de Transmisión Troncal;
 El mercado de la generación es libre, por lo tanto no existen permisos
especiales. Cualquier generador puede comercializar en el mercado eléctrico
Chileno y los riesgos propios del mercado deben ser evaluado por el licitante
al momento de definir su modelo de negocios;
Ministerio de Energía
MUCHAS GRACIAS POR
SU ATENCIÓN
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