OPCIONES DE CONEXIÓN AL SIC DEL PROYECTO CH LA PUNILLA

Presentación del tema: "OPCIONES DE CONEXIÓN AL SIC DEL PROYECTO CH LA PUNILLA"— Transcripción de la presentación:

1 OPCIONES DE CONEXIÓN AL SIC DEL PROYECTO CH LA PUNILLA
Preparado por: Juan Carlos Martina División de Seguridad & Mercado Eléctrico (DSME) Junio de 2015

2 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

3 INTRODUCCIÓN

4 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.

5 UBICACIÓN DEL PROYECTO

6 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROYECTO

7 UBICACIÓN GEOGRÁFICA LOCAL DEL PROYECTO

8 EL PROYECTOS Y EL SISTEMA ELÉCTRICO DEL SIC

9 CRITERIOS USADOS PARA DETERMINAR LAS OPCIONES DE CONEXIÓN AL SIC

10 Distancia de la CH La Punilla a S/E de Conexión [km]
Nivel de tensión de las alternativas de conexión 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. Punto de Conexión Nivel de Tensión [kV] Distancia de la CH La Punilla a S/E de Conexión [km] S/E Ancoa 220 110 S/E San Ambrosio* 100 S/E Parral 154 75 S/E Chillán S/E Charrúa 120 S/E San Fabian 20 NOTA*: S/E proyectada por Compañía Transelec S.A.

11 TOPOLOGÍA DE LA SUBESTACIÓN ELEVADORA
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. Diagrama Unilineal de la S/E

12 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 Sub-Transmisión(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

13 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.

14 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

15 ETAPAS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE UNA LTx

16 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 Construcción de la Línea de Transmisión Construcción de las Torres (Estructuras y Fundaciones); Construcción de la subestación de poder; Tendido de conductores y aisladores Puesta en Marcha Pruebas de equipos mayores energizados; Pruebas de los equipos de control, protección y comunicación Operación Comercial Una vez concluidos las pruebas de equipos, y aprobados los protocolos, se entrega la línea para operación Comercial; Plazos Estimados 6 a 12 meses 18 a 36 meses 12 a 24 meses 3 a 6 meses Concesionario SEA & MMA; SEC & MEN; Municipalidades Concesionario & EPC CDEC

17 Ejemplo de Líneas Transmisión con Concesión Eléctrica
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 11 Línea 2x220 kV Rucatayo – Barro Blanco 14/01/2014 12 Línea 2x500 kV Alto Jahuel – Ancoa (Primer Circuito) 25/03/2014

18 ORGANIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO CHILENO

19 Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC)
Generación Ministerio de Energía Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) Generadores Transmisores Clientes Libres Transmisión Comisión Nacional de Energía Superintendencia de Electricidad y Combustibles Distribución Panel de Expertos Consumo

20 Mercado de la Generación
Fuentes Primarias de Energía Generación Transmisión Distribución Mercado Libre Desarrollo descentralizado Consumo

21 MERCADO DE LA GENERACIÓN
Clientes Libres Distribuidoras Mercado de Contratos Mercado Spot 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

22 CONCLUSIONES

23 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;

24 MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN