octubre 1, 2020 | Industria
La flexibilidad en un elemento clave para la modernización del segmento de la transmisión en el sector eléctrico, señala Alejandro Cascante, gerente de Proyectos de ISA Interchile, uno de los actores que últimamente ha puesto en marcha la línea Cardones-Polpaico, de 500 kV, que ha permitido reforzar la red del Sistema Eléctrico Nacional, lo que va en línea con el incremento de las centrales de energía renovable, especialmente en la zona norte del país.
Este es uno de los principales antecedentes para la expansión que requiere el sistema de transmisión, a juicio del ejecutivo, por lo que plantea a ELECTRICIDAD la necesidad de acelerar la construcción de nuevas obras en el segmento.
¿Cuál es la evaluación que hace Interchile respecto a la situación actual del sistema de transmisión en Chile y sus perspectivas a futuro?
Existen dos factores a corto plazo en cuanto al sistema de transmisión que han venido impactando en el crecimiento del sistema: a) El estallido social y el Covid-19 ha impactado el consumo y por ende un uso menor del sistema de transmisión, lo que en algunos sectores ha llevado a pensar en posponer algunos proyectos o a evaluar la postergación de la ampliación de los corredores de Norte a Sur. b) Gran expectativa por el incremento de acciones sociales y oposición de comunidades a la construcción de nuevos proyectos.
En un segundo punto de vista, ya en un escenario de largo plazo los estudios anticipan un incremento de la demanda, potenciado por la recuperación de la pandemia donde Chile se muestra como uno de los países con mayor velocidad en el proceso de recuperación económica.
Por otro lado, la construcción de grandes centrales de generación ERNC siguen un crecimiento sin precedentes, por cuanto se trata de realizar el remplazo de centrales a carbón por generación verde. Esta condición, de manera consecuente con la política de descarbonización requiere acciones que deben tener aplicación inmediata en el refuerzo del sistema de transmisión para tener un sistema preparado para este crecimiento.
El sistema de transmisión tiene relevancia técnica y también directa en el mercado de la energía, pues la transmisión es la plataforma que permite un mercado unificado energético eléctrico. Desde ese punto de vista, el sistema de transmisión en Chile debe fortalecer su infraestructura, y en el corto plazo. Los refuerzos de los últimos años han sido muy relevantes y necesarios, sin embargo, hoy el sistema está cerca de su límite. Un ejemplo claro es el hecho que una vez energizado Cardones–Polpaico en menos de un mes se tuvieron transferencias nominales por la línea, es decir, el sistema copó su capacidad.
¿Qué perspectiva aprecia a futuro para el sector?
A futuro, el sistema debería reforzarse y crecer de forma anticipada a los cambios en la matriz productiva energética y considerar al mismo tiempo una demanda que “responde”. En este sentido, para asegurar un desarrollo exitoso de la transmisión, la planificación de la transmisión es fundamental (por la CNE) y es hoy un elemento que debe modernizarse y volverse más flexible, adaptándose a las ultimas disrupciones tecnológicas, cambios de costos de tecnologías y/o cambios de políticas públicas, entre otros. Así las cosas, considerando enorme tiempo que lleva el desarrollo de los proyectos de transmisión, una correcta y flexible planificación es fundamental.
Otro aspecto no menor del sistema de transmisión chileno, es que gran parte de su base instalada tiene bastantes años en operación y deberá ser renovada en el mediano plazo para asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico en su conjunto.
Proyectos
¿Qué impacto ha dejado la pandemia en el sector, específicamente con las tareas que desarrolla Interchile?
Tal como ha ocurrido con el resto de las actividades económicas del país y a nivel mundial, nuestros proyectos en construcción han sufrido suspensiones totales desde marzo de 2020 hasta mediados de mayo del 2020. Durante este periodo hemos trabajado en la elaboración de estrictos protocolos de prevención y control. Luego, en la medida en que hemos podido iniciar labores de manera paulatina, hemos retornado con más de 250 colaboradores en faena. Si bien el rendimiento de los trabajos bajo esta nueva modalidad es mucho más bajo que en condiciones normales, también es cierto que hemos logrado mantener hasta el día de hoy sin contagiados en nuestros equipos de trabajo en faenas. Se han implementado en nuestros protocolos esquemas de trabajo y separación de áreas, sistemas de pruebas con el uso de realidad virtual y asistencia remotas y otras estrategias que permiten tener una continuidad de las labores y que permitan cuidad de la salud de nuestros trabajadores.
Desde el punto de vista de la Operación y el Mantenimiento, no hemos visto afectaciones, toda vez que hemos tomado los resguardos adecuados y a tiempo, elaborando estrictos protocolos de prevención y control. De igual forma los contratistas se han alineado con estos protocolos, permitiendo la continuidad de las operaciones.
[LEA TAMBIÉN: Desafíos actuales de la transmisión serán vistos en seminario online de Cigre Chile]
¿Cuáles son las obras que actualmente está ejecutando la empresa?
Actualmente estamos con tres proyectos en ejecución: La construcción de tres bancos de autotransformadores de 750 MVA 500/220/34,5 KV cada uno, los que están actualmente en procesos de puesta en servicio y que ayudarán a descongestionar los sistemas de transmisión de 220 kV y directamente impactarán en el ingreso de nuevos parques eólicos y solares en la zona del Norte Chico.
Adicionalmente, estamos realizando la construcción de un sistema de compensación STATCOM en 500 kV en la Subestación Nueva Pan de azúcar, siendo este uno de los más grandes a instalarse en América Latina, el proyecto incluye también la instalación de un banco de condensadores en la Subestación Polpaico y que también está en proceso de pruebas y próximo a su energización y puesta en servicio.
Finalmente, estamos ampliando las barras de 220 kV de las subestaciones Nueva Pan de Azúcar y Maitencillo, obras que facilitarán el ingreso a las líneas de transmisión hacia Punta Sierra y Punta Colorada.
¿Cómo ve la expansión del sistema, con las nuevas tecnologías que se pueden incorporar?
Si bien se ve una gran cantidad de iniciativas, también es cierto que el crecimiento de los parques eólicos y solares avanza con una velocidad varias veces mayor al sistema de transmisión. Se hace urgente el inicio y ejecución de obras y refuerzos a la transmisión que garanticen en ingreso de esta energía verde y que va a remplazar a los generadores a carbón. Es relevante así mismo contar con soluciones masivas que permitan el traslado de grandes bloques de energía, duplicando la capacidad actual, en plazos de no más de 3 años, por lo que están las condiciones para hacer el debut de nuevas tecnologías, que, si bien solo tienen acceso a ellas los países del primer mundo, Chile tiene actualmente las condiciones para que se implementen nuevas tecnologías.
En particular, se observa que existen soluciones que permitirían incrementar el flujo de potencia y atender fallas de una manera muy rápida, por ejemplo, los sistemas de compensación síncrona en serie, también se maneja esquemas FACTS (Flexible Alternate Current Transmission System) que permite también en control de la red de manera dinámica.
Sistemas HVDC, que permiten flujos de potencia muy grande en largas distancias y todos ellos controlados de manera simultánea para hacer una transmisión de forma inteligente. Este concepto es el que se conoce como Smart Grid, donde existe la combinación de una o varias tecnologías tanto en potencia como en control y que garantizan en tiempo real que se optimice el uso de la red.
septiembre 28, 2020 | Industria
Las propuestas de desarrollo de la transmisión para el Plan de Expansión 2020 serán vistas en el seminario «Desafíos para el desarrollo de una transmisión eléctrica sostenible y su rol en la descarbonización energética del país», que organiza el capítulo chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre Chile).
El encuentro se realizará de modo online el 6 y 7 de octubre, donde se contemplan dos paneles de discusión por jornada, tratando temas como los desafíos que tiene el segmento en el largo plazo, así como la incorporación de criterios de sustentabilidad y el uso de nuevas tecnologías.
Temas
La primera jornada del seminario será abierta por el subsecretario de Energía, Francisco López, para posteriormente pasar al primer panel de debate sobre los retos de largo plazo, donde participarán Carlos Barría, jefe de la División de Prospectiva y Análisis Regulatorio del Ministerio de Energía); Eduardo Esperguel, jefe de la Unidad de Planificación de la Comisión Nacional de Energía; Felipe Cabezas, director del Consejo Directivo del Coordinador;
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G., y Francesca Milani, presidenta de Acenor A.G.
Después se analizarán las propuestas de desarrollo de transmisión para el Plan de Transmisión 2020, en que expondrán Juan Carlos Araneda, subgerente de Planificación del Coordinador Eléctrico Nacional; Alfredo Cárdenas subgerente de Planificación de Transelec; Alejandro Cascante, gerente de Proyectos de ISA InterChile; Robín Cuevas, gerente de Transmisión de Engie Energía Chile, y Enrique Farías, Transmissión Grid leader de AES Gener.
La segunda jornada del seminario partirá con la revisión de los desafíos para la evaluación y desarrollo de la Transmisión incorporando criterios de sustentabilidad, donde estará Alex Santander, jefe de la Unidad de Prospectiva y Vigilancia Tecnológica del Ministerio de Energía, Karla Pacheco, subgerente de Acceso Abierto y Conexiones de Transelec; Roger Mellado, jefe del Departamento de Planificación Eléctrica del Coordinador Eléctrico Nacional; Mauricio Fernandez, jefe del Subdepartamento de Proyectos y Acceso a la Red de la CNE, y Rodrigo, de la Unidad Eléctrica División de Mercados Energéticos del Ministerio de Energía.
El último bloque del evento girará en torno a las nuevas Tecnologías que promuevan una transmisión moderna y eficiente (Almacenamiento de Energía-HVDC-Automatización-Digitalización-Facts), donde participarán Marcio Oliveira, Application engineer de Hitachi ABB; José Salazar Trigo, gerente de Ingeniería y Ofertas de Siemens Energy HVDC/FACTS, y Mario Patiño (Smartwires) manager of CustomerSolutions Latam de Smartwires.
agosto 31, 2020 | Industria
Un eventual escenario a futuro de riesgos de racionamiento, congestión en la transmisión y un aumento en los costos marginales que terminarían impactando las tarifas eléctricas son los principales efectos que prevé Systep Ingeniería si es que se aprueba el proyecto de ley de descarbonización acelerada que se tramita en el Congreso, en que se propone el cierre del parque termoelétrico a carbón a 2025, con el cese de operaciones inmediato para las centrales que tengan actualmente más de 30 años de antiguedad.
De acuerdo con el reporte mensual de la consultora, se evaluaron los riesgos que podrían emanar del retiro
abrupto de centrales carboneras, según el cronograma del Proyecto de Ley, realizando simulaciones de la operación del sistema eléctrico y la tarifa para clientes residenciales hasta 2031. «En este ejercicio se consideraron alrededor de 1,5 GW en centrales renovables de reemplazo actualmente en desarrollo, asociadas a la primera fase del plan de descarbonización, pero sin asumir reemplazo por el retiro adicional que impondría el Proyecto de Ley», se precisó.
Es así como el análisis sostiene un cambio por descarbonización acelarada podría generar «cambios a nivel de despacho (producción por tecnología), riesgos de racionamiento, flujos de transmisión y costos marginales».
Racionamiento
«Para evaluar el riesgo de racionamiento se calculó el “margen de reserva ajustado” para los escenarios base y de retiro anticipado. El retiro anticipado de termoeléctricas a carbón del sistema resulta en un margen de reserva promedio para el periodo 2026-2031 de 1,4 para horas de día y 1,2 para horas de noche, lo que representa una caída de 16% y 18% respecto del caso base. Sin embargo, para una condición hidrológica seca, como la probabilidad de excedencia 95% (año hidrológico 2016/17), el margen de reserva durante horas de noche cae a 1,1 en promedio entre 2026 y 2031», señala el reporte.
«Esto significa que la capacidad de generación disponible es sólo 10% mayor a la demanda máxima, lo que implica un alto riesgo de insuficiencia ante aumentos de demanda y menor disponibilidad de recurso primario (agua, sol y viento además de combustibles), en conjunto con la falla de alguna gran central de generación o elemento de transmisión. De hecho, las simulaciones resultan en racionamiento de la demanda a partir de 2029, alcanzando 18 días el 2031 (5% de las horas del año) en una hidrología seca (probabilidad de excedencia 95%). Este potencial racionamiento destaca la importancia de desarrollar nuevas centrales a fin de acotar la probabilidad de ocurrencia de eventos de falla en el suministro. Un contexto de precios más altos y menor confiabilidad de suministro podría ir en contra del impulso que la autoridad busca dar a la electrificación de la calefacción y el transporte», se añade.
[LEA TAMBIÉN: Descarbonización: a 2025 prevén reducción de 60% en contratos de energía a carbón]
Transmisión
La cierre adelantado para todo el parque termoeléctrico a carbón, según Systep, también produciría nuevos escenarios de congestión en la transmisión: «Por ejemplo, si en el caso base se esperan importantes flujos desde la zona norte al centro (por producción solar en el día y carbón en la noche), el retiro total de las carboneras implica inversión de flujos durante horas de noche (desde el centro al norte), y una mayor probabilidad de congestión entre ambas zonas».
Y se agrega: «Las mayores necesidades de transmisión destacan la criticidad del proceso de planificación, dados los extensos plazos de desarrollo para obras de gran envergadura, por ejemplo, sobre 10 años para la línea HVDC entre Antofagasta y Santiago».
Costos marginales
Systep indica que el retiro anticipado del carbón también «resultaría en un alza de los costos marginales promedio del sistema del orden de 104% en el corto-mediano plazo, como consecuencia del mayor despacho de centrales a gas y diésel (con un mayor costo variable en comparación a las carboneras). A nivel mensual, el costo marginal
aumentar hasta en 124 US$/MWh, en condiciones hidrológicas muy secas».
Se explica que, por ejemplo, este aumento de costos marginales aumentaría en 101% los costos de retiro promedio «que deben asumir los suministradores de los contratos para clientes regulados que vencen posterior al 2025, observándose un comportamiento similar en el caso de los clientes libres».
En las conclusiones del reporte mensual se indica que, si bien es «muy probable que haya espacio para adelantar la descarbonización, es necesario que el proceso esté acompañado de una planificación de largo plazo y políticas progresivas, basadas en análisis técnicos, económicos, ambientales y sociales».
julio 27, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) Es una de las iniciativas más esperadas para el sector eléctrico. Se trata del proyecto HVDC Lo Aguirre-Kimal, una megalínea de transmisión eléctrica, la primera de corriente continua del país, que contempla una inversión de unos US$1.300 millones y que tiene como objetivo robustecer la matriz, en medio de la transición hacia un sistema más limpio.
“Esta es una obra que hace una descarbonización resiliente. Eso es lo fundamental, porque parte del cambio climático es que provoca cambios en la naturaleza. Entonces, una condición necesaria, es que los sistemas de transmisión sean resilientes y esta obra es clave para eso”, indicó el presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico, Juan Carlos Olmedo.
Pese a que aún queda un largo camino por recorrer -se proyecta que la línea estaría operativa recién hacia 2030 ó 2031- esta semana marcará los primeros avances con el inicio de la primera licitación internacional. El primer paso del Coordinador Eléctrico será encontrar una consultora para que desarrolle los estudios sistemáticos del proyectos, donde se tiene contemplado invitar a empresas extranjeras, principalmente de Canadá y EE.UU, países que han realizado estudios de este tipo.
“Hemos visto bastante interés. El sector transmisión es bastante atractivo, porque establece un pago constante durante 20 años. Las certezas son muy atractivas para los inversionistas”, señaló Olmedo.
Pese a que el estudio de franjas, del que el ministerio de Energía está a cargo, aún no finaliza, desde el Coordinador decidieron avanzar paralelamente con la licitación para ganar tiempo y cumplir con los plazos.
Los estudios sistemáticos de la obra que se licitará contemplan tres fases. La primera de ellas está orientada a definir, mediante un proceso de optimización técnico-económico, las características generales del proyecto como son la tecnología de las estaciones conversoras, el nivel de tensión y la capacidad del sistema de transmisión, junto con identificar la necesidad, o no, de construir un tercer terminal cercano a la futura subestación Parinas.
Estudios sistemáticos
La segunda fase de los estudios contempla los análisis estáticos y dinámicos del proyecto con el fin de verificar parámetros técnicos como niveles de sobrecarga y compensación reactiva.
Por último, la tercera fase de los estudios contempla la definición y recomendación de requerimientos de diseño y desempeño para la elaboración especificaciones funcionales del proyecto.
En paralelo a los estudios sistémicos que se licitan esta semana, el Coordinador está trabajando en la elaboración de las bases para un segundo estudio cuyo objetivo es realizar una ingeniería conceptual de la línea de transmisión en corriente continua. Este segundo estudio comenzaría hacia fines de septiembre.
Sin dudas que la línea de transmisión Cardones-Polpaico fue un aprendizaje para la industria. Esto, pues estuvo marcada por un atraso de más de un año y polémicas disputas con las comunidades.
Al respecto, Olmedo aseguró que hay lecciones aprendidas y que están incorporando en el actual proyecto. Además, la entidad realizó un análisis del desempeño en proyectos de transmisión que se entregaron a tiempo y los con atraso. “Fuimos a mirar a quienes les fue bien y quienes tuvieron problemas”, concluyó.
julio 20, 2020 | Industria
A la espera de que la Comisión Nacional de Energía (CNE) apruebe o modifique el informe complementario sobre la propuesta de expansión anual de la transmisión se encuentra la empresa ISA Interchile, desde donde han presentado el proyecto «Ampliación de capacidad de línea Nueva Maitencillo – Polpaico 2×500 kV», el cual busca aumentar la capacidad de transmisión de la línea de transmisión Cardones-Polpaico, de 1700 a 2300 MVA.
Alejandro Cascante, gerente de Proyectos de la compañía, señala a ELECTRICIDAD que esta iniciativa contempla la «instalación de nuevos equipos en subestaciones existentes y re-tensar conductores en tramos puntuales de la línea HVAC de 2×500 kV (Nueva Cardones a Polpaico)».
Detalles
El ejecutivo explica que actualmente el límite de transferencia permanente por el tramo Nueva Pan de Azúcar – Polpaico 2×500 kV, y Nueva Maitencillo -Nueva Pan de Azúcar, «se encuentra restringido a 1700 MVA a pesar de que los conductores de este tramo presentan un límite térmico de 2300 MVA, debido a la capacidad térmica (permanente) de sus compensaciones serie y a algunos tramos dentro de la línea, donde hay que revisar distancias de seguridad».
Por ello Cascante señala que el proyecto de Interchile contempla:
1) Un nuevo esquema de control de las compensaciones serie (CCSS) existentes conectadas a las líneas Nueva Pan de Azúcar – Polpaico 2×500 kV y Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar 2×500 kV. Este esquema tendrá una lógica de control que permitirá cortocircuitar las compensaciones serie ante contingencias en uno de los circuitos, sujeto a que el flujo resultante por el circuito que permanece en servicio sea mayor a la capacidad de la compensación serie (considerando su capacidad de sobrecarga).
2) La instalación de compensadores síncronos estáticos en serie o SSSC en la SE Polpaico 500 kV, específicamente para cada circuito de la línea Nueva Pan de Azúcar – Polpaico 2×500 kV. Los SSSC son dispositivos capaces de inyectar una tensión serie en cuadratura (capacitiva o inductiva) con la corriente de línea. Esto en la práctica equivale a modificar la impedancia de la línea, dado que simula la conexión de condensadores o reactores en serie en la línea, pero sin afectar la frecuencia natural del sistema (ya que en la práctica es una fuente de tensión). El SSSC cuenta con una gran flexibilidad en cuanto a cómo puede ser operado, teniendo los siguientes modos de control para el control de flujo por las líneas:
•Monitoreo: en el que el control está activo, pero simula que el SSSC está cortocircuitado.
• Inyección a una tensión fija: el SSSC está configurado para emitir una inyección de voltaje fijo que es capacitivo o inductivo. En este método de control, la reactancia inyectada variará a medida que cambie la corriente de la línea.
• Inyección a una reactancia fija: en este método de control, en el SSSC se ajusta para generar una reactancia fija que es capacitiva o inductiva. En este método de control, el voltaje inyectado variará a medida que cambie la corriente de la línea para mantener la reactancia en un valor establecido.
• Control de corriente: en este método de control, el SSSC regula activamente la magnitud de la corriente a través del dispositivo para permanecer por debajo de un nivel determinado o igual a un nivel fijo.
El ejecutivo precisa que, «si bien no es la aplicación más efectiva, es posible aplicar un control de tensión del extremo local. En este caso, el SSSC actúa como un Statcom».
«El SSSC tendrá una capacidad igual o mayor a la capacidad del conductor de la línea Nueva Pan de Azúcar – Polpaico 2×500 kV», agrega.
3) Re-tensado de conductores a lo largo de la línea 2×500 kV Polpaico – Nueva Cardones. «El diseño del SSSC considera que al menos tenga la capacidad equivalente a compensar +/-76,3 Ohms y que tenga una capacidad mínima de 2,656 kA. Dada la flexibilidad que entregan estos equipos, existe la ventaja de poder elegir distintos modos de operación según lo requiera la situación (condiciones normales de operación o particulares por indisponibilidad de otras instalaciones)», explica Cascante.
Y ejemplifica que, en condiciones normales de operación, «sería posible reducir la impedancia (de forma controlada) de la línea de 500 kV para redistribuir los flujos entre los corredores paralelos de 500 kV y 220 kV, mientras que en situación de post-contingencia se podrían adoptar otras estrategias para impedir sobrecargas en el sistema».
«Como resultado, se podrá tener la misma línea de 2×500 kV existente operando en las mismas condiciones actuales, pero con mayor capacidad (hasta 2300 MVA en condiciones normales). Este nivel de transferencia no afectará al cumplimiento de criterio N-1, dado que contará con un nuevo esquema de control y un nuevo equipo SSSC que realizarán las acciones necesarias para permitir la operación del sistema dentro de los estándares de seguridad actuales (NTSyCS)», añade.
Considerando en servicio el proyecto anterior, ISA INTERCHILE propone una solución de expansión de largo plazo, la cual permitiría transportar la energía inyectada por los proyectos de generación esperados en el norte del país -principalmente fotovoltaica-, tomando en cuenta que la línea HVDC Kimal – Lo Aguirre entraría en servicio en 10 años más y estas soluciones podrían implementarse de manera gradual desde el 2024 al 2026.
Enlace
El otro proyecto de la empresa es «Ampliación de capacidad de enlace Los Changos – Aguirre», que consiste en la conversión de un circuito del tramo 2×500 kV Nueva Cardones – Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar – Polpaico en bipolo HVDC Nueva Cardones – Polpaico, de capacidad nominal 2×1550 MW con capacidad de sobrecarga de 10% (2×1700 MW).
Además, según Cascante, para asegurar el cumplimiento N-1, el proyecto cuenta también con:
- Una nueva línea entre las SSEE Los Changos y Nueva Cardones en 500 kV con capacidad de 2300 MVA.
- Un nuevo circuito de 500 kV Polpaico – Lo Aguirre de 1780 MVA.
- Una nueva línea entre la SSEE Punta Sierra y Quillota de 1200 MVA.
Según el ejecutivo, este conjunto de obras «permite aumentar la inyección de potencia a la SE Polpaico 500 kV (desde el norte), aumentando su capacidad desde 2300MVA hasta al menos 3400 MVA (N-1 estricto entre corredores HVDC y HVAC), resultando en un bipolo HVDC (2 x1550 MW) y un circuito HVAC (2300 MVA). Además, el bipolo HVDC entrega flexibilidad al sistema, permitiendo manipular su consigna de potencia con el fin de redistribuir flujos en tiempo real tanto en operación normal como en post contingencia, permitiendo optimizar la utilización de los corredores disponibles (600 kV DC, 500 kV AC y 220 kV AC)».
«Por otro lado, ante salidas del circuito HVAC el bipolo es capaz de aumentar su consigna a 1700 MW por circuito, permitiendo que el sistema de 220 kV se encargue de transportar el resto del flujo hasta Santiago. Ante salidas de uno de los polos HVDC, el polo restante es capaz de aumentar su consigna a 1700 MW, mientras que el circuito HVAC (con capacidad de 2300 MVA) puede bajar su impedancia gracias al SSSC propuesto en el proyecto «Ampliación de capacidad de la línea Nueva Maitencillo – Polpaico 2×500 kV». Esta acción conjunta impediría que haya sobrecargas en el sistema de 220 kV», concluye.
