Un total de 1.854 transformadores de potencia están instalados en el Sistema Eléctrico Nacional, los cuales suman una capacidad de 88.600 MVA, cuya mayor concentración se encuentra en la Región Metropolitana, con 320 unidades, seguida de la Región de Antofagasta (306) y la Región del Biobío (217).
Así lo indica el gerente de Planificación de la Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Araneda, quien explica que en los últimos dos años se ha propuesto la instalación de más de estos equipos dentro del proceso de planificación de los sistemas de transmisión zonal, para mejorar la calidad del servicio en ciertas zonas.
Estos equipos cumplen un papel clave para la suficiencia, seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico, por lo que sus operaciones son analizadas por el organismo coordinador en sus informes de expansión de la transmisión, donde se propone la habilitación de nuevos transformadores a fin de evitar congestiones en la transmisión.
A juicio de Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director del comité chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre), los transformadores de potencia prestan servicios de primer orden al sistema eléctrico: “Los más importantes son elevar la tensión de los bloques de generación a 220 kV o 500 kV, niveles que permiten un transporte con bajas pérdidas, y luego está el servicio de bajar el nivel de tensión en el ingreso a los grandes y pequeños centros de consumo, en cuyo caso se puede llegar incluso a niveles de 12 kV”.
Planificación
Juan Carlos Araneda precisa que en el proceso planificación de los sistemas de transmisión zonal de 2017 se propusieron dos nuevos transformadores zonales, para mejorar la suficiencia y calidad del servicio de la Región de Valparaíso, mientras que en 2018 “la orientación se trasladó a la zona centro, y los estudios de planificación mostraron la necesidad de proponer ocho transformadores zonales”, precisa el ejecutivo.
Según el ejecutivo, para este año el análisis del organismo coordinador abarcó el sistema de transmisión zonal desde Arica hasta Chiloé, donde se propuso la implementación de 17 transformadores, “los cuales van en directo beneficio del suministro de la demanda y mejoras de la seguridad y calidad de servicio de este segmento de la transmisión, y en el mediano plazo se pronostica la necesidad anual de 5 a 6 nuevas unidades transformadoras promedio en el Sistema Eléctrico Nacional, destinados a suministrar 80 MW adicionales promedio cada año”.
Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de la Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional.
Perspectivas
El crecimiento de la capacidad en transformación dentro del sistema es valorado por Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director del comité chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre): “En el largo plazo, el crecimiento de la capacidad instalada en el parque de transformadores de poder se espera que sea cercano a la tasa de crecimiento de la demanda neta de energía del sistema, entendida como la diferencia que se proyecta entre el total de los consumos de electricidad de los clientes del sistema y la generación de electricidad asociada a los mismos clientes”.
“En Chile gradualmente se ha elevado el estándar de calidad esperado en subestaciones de poder y sus principales equipos, entre ellos los transformadores de poder”, agrega el especialista.
A su juicio, la incorporación de nuevas tecnológicas en transformadores de potencia dentro del sistema eléctrico nacional tiene un “comportamiento conservador”, debido a que la normativa y las normas internas de las compañías transmisoras “tardan un tiempo en recoger los avances, hasta que ellos se consideren maduros, pero entendemos que existen algunas conversaciones para revisar tales normas y acoger parte de la buena experiencia internacional que se conoce a la fecha”.
Sergio Barrientos sostiene que los principales desafíos para este tipo de equipamiento para los próximos años dicen relación con la “medición y control de la calidad de potencia en los sistemas eléctricos”. “Una mala calidad de potencia, como por ejemplo contaminación armónica, puede llegar a comprometer la vida útil de los transformadores de poder. También a la ocurrencia de fallas de operación de los transformadores, con interrupción del suministro a clientes. Este fenómeno será creciente en el sistema eléctrico en la medida que se incorpora cada vez más electrónica de potencia, no sólo en los consumos sino que también en la generación de energía”, afirma.
Las especificaciones técnicas
Según la Gerencia de Ingeniería y Proyectos del Coordinador Eléctrico Nacional, las especificaciones técnicas de los transformadores de poder consideran diseño, fabricación, pruebas, ensamblaje y todo lo que corresponda al suministro de Transformadores de Poder y Autotransformadores de Poder, desde 66 kV hasta 500 kV, de sus componentes y accesorios para nuevas subestaciones que serán conectadas al sistema de transmisión.
En el diseño de estos equipos deben ser aplicadas 24 normas nacionales e internacionales, entre las cuales están las de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, el Instituto Nacional de Normalización, la norma 2369 sobre diseño sísmico de estructuras e instalaciones industriales, y la Norma técnica de seguridad y calidad de servicio, entre otras.
También se contemplan las normas internacionales de la American National Standards Institute (Ansi); Institute of Electrical and Electronic Engineer (IEEE); International Electrotechnical Commission (IEC), y la National Electrical Manufacturer´s Association (Nema), entre otras. Las especificaciones técnicas también contemplan requerimientos constructivos generales y las pruebas del equipo.
Un total de 1.854 transformadores de potencia están instalados en el Sistema Eléctrico Nacional, los cuales suman una capacidad de 88.600 MVA, cuya mayor concentración se encuentra en la Región Metropolitana, con 320 unidades, seguida de la Región de Antofagasta (306) y la Región del Biobío (217).
Así lo indica el gerente de Planificación de la Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Araneda, quien explica que en los últimos dos años se ha propuesto la instalación de más de estos equipos dentro del proceso de planificación de los sistemas de transmisión zonal, para mejorar la calidad del servicio en ciertas zonas.
Estos equipos cumplen un papel clave para la suficiencia, seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico, por lo que sus operaciones son analizadas por el organismo coordinador en sus informes de expansión de la transmisión, donde se propone la habilitación de nuevos transformadores a fin de evitar congestiones en la transmisión.
A juicio de Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director del comité chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre), los transformadores de potencia prestan servicios de primer orden al sistema eléctrico: “Los más importantes son elevar la tensión de los bloques de generación a 220 kV o 500 kV, niveles que permiten un transporte con bajas pérdidas, y luego está el servicio de bajar el nivel de tensión en el ingreso a los grandes y pequeños centros de consumo, en cuyo caso se puede llegar incluso a niveles de 12 kV”.
Planificación
Juan Carlos Araneda precisa que en el proceso planificación de los sistemas de transmisión zonal de 2017 se propusieron dos nuevos transformadores zonales, para mejorar la suficiencia y calidad del servicio de la Región de Valparaíso, mientras que en 2018 “la orientación se trasladó a la zona centro, y los estudios de planificación mostraron la necesidad de proponer ocho transformadores zonales”, precisa el ejecutivo.
Según el ejecutivo, para este año el análisis del organismo coordinador abarcó el sistema de transmisión zonal desde Arica hasta Chiloé, donde se propuso la implementación de 17 transformadores, “los cuales van en directo beneficio del suministro de la demanda y mejoras de la seguridad y calidad de servicio de este segmento de la transmisión, y en el mediano plazo se pronostica la necesidad anual de 5 a 6 nuevas unidades transformadoras promedio en el Sistema Eléctrico Nacional, destinados a suministrar 80 MW adicionales promedio cada año”.
Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de la Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional.
Perspectivas
El crecimiento de la capacidad en transformación dentro del sistema es valorado por Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director del comité chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre): “En el largo plazo, el crecimiento de la capacidad instalada en el parque de transformadores de poder se espera que sea cercano a la tasa de crecimiento de la demanda neta de energía del sistema, entendida como la diferencia que se proyecta entre el total de los consumos de electricidad de los clientes del sistema y la generación de electricidad asociada a los mismos clientes”.
“En Chile gradualmente se ha elevado el estándar de calidad esperado en subestaciones de poder y sus principales equipos, entre ellos los transformadores de poder”, agrega el especialista.
A su juicio, la incorporación de nuevas tecnológicas en transformadores de potencia dentro del sistema eléctrico nacional tiene un “comportamiento conservador”, debido a que la normativa y las normas internas de las compañías transmisoras “tardan un tiempo en recoger los avances, hasta que ellos se consideren maduros, pero entendemos que existen algunas conversaciones para revisar tales normas y acoger parte de la buena experiencia internacional que se conoce a la fecha”.
Sergio Barrientos sostiene que los principales desafíos para este tipo de equipamiento para los próximos años dicen relación con la “medición y control de la calidad de potencia en los sistemas eléctricos”. “Una mala calidad de potencia, como por ejemplo contaminación armónica, puede llegar a comprometer la vida útil de los transformadores de poder. También a la ocurrencia de fallas de operación de los transformadores, con interrupción del suministro a clientes. Este fenómeno será creciente en el sistema eléctrico en la medida que se incorpora cada vez más electrónica de potencia, no sólo en los consumos sino que también en la generación de energía”, afirma.
Las especificaciones técnicas
Según la Gerencia de Ingeniería y Proyectos del Coordinador Eléctrico Nacional, las especificaciones técnicas de los transformadores de poder consideran diseño, fabricación, pruebas, ensamblaje y todo lo que corresponda al suministro de Transformadores de Poder y Autotransformadores de Poder, desde 66 kV hasta 500 kV, de sus componentes y accesorios para nuevas subestaciones que serán conectadas al sistema de transmisión.
En el diseño de estos equipos deben ser aplicadas 24 normas nacionales e internacionales, entre las cuales están las de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, el Instituto Nacional de Normalización, la norma 2369 sobre diseño sísmico de estructuras e instalaciones industriales, y la Norma técnica de seguridad y calidad de servicio, entre otras.
También se contemplan las normas internacionales de la American National Standards Institute (Ansi); Institute of Electrical and Electronic Engineer (IEEE); International Electrotechnical Commission (IEC), y la National Electrical Manufacturer´s Association (Nema), entre otras. Las especificaciones técnicas también contemplan requerimientos constructivos generales y las pruebas del equipo.
Con una exposición de José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), sobre «el papel que deben jugar los clientes libres bajo la mirada de la autoridad», comenzará el Seminario Anual 2019 de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.), donde se abordarán los principales aspectos de la transición energética que se vive en Chile y su impacto para la demanda en el sistema eléctrico.
El evento es producido por Editec Conferencias y Ferias y se realizará el 5 de septiembre en el Hotel Alma Cruz (ex Galerías) de Santiago, donde asistirán autoridades y consultores del sector energético, así como los representantes de las principales empresas consumidoras de energía en el sistema eléctrico local.
Ejes
Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor, señala a ELECTRICIDAD que los principales ejes que contempla el seminario son:
El papel actual que le cabe a los clientes libres en el sector eléctrico chileno bajo la actual normativa eléctrica.
Los desafíos y oportunidades que se le abren a los clientes libres debido a promulgación de nuevas normativas: Ley de Eficiencia Energética, Ley de perfeccionamiento de la transmisión, flexibilidad, servicios complementarios, potencia de suficiencia, y la reforma a la distribución eléctrica.
Los clientes libres y su futuro accionar ante otras tendencias de cambios del mercado eléctrico, que sin duda afectarán los costos y precios del suministro eléctrico: Descarbonización de la matriz energética, aparición de nuevas tecnologías disruptivas para la industria, como energías renovables variables “ERV”, corriente continua HDVC para la integración eficiente de ERV; almacenamiento energético; integración energética, generación distribuida y electromovilidad, e innovación y emprendimiento en el sector eléctrico.
Los desafíos y oportunidades para los clientes libres ante cambios que se presentan en el mercado de combustibles.
En el primer módulo, Ricardo Domke Meindl, gerente de Operaciones de BO Paper Bío Bío S.A., expondrá sobre las «Dificultades de los clientes libres para abordar el papel esperado», lo que será discutido por Pablo Arriagada, director ejecutivo de Sigma Energía; Iván Saavedra, consultor energético, y Felipe Castellón, delegado de Acenor y ejecutivo de CAP.
Posteriormente se realizará el panel «Los clientes libres y la nueva Ley de Transmisión», que estará a cargo de Juan Manuel Contreras, gerente general de CTG Energía, quien también estará en el debate junto a Ramón Galaz, director y socio fundador de Valgesta Energía, y Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director de Cigre Chile, siendo moderados por Héctor Palacios, presidente de Acenor.
El tercer módulo será liderado por Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, quien hablará sobre «Los clientes libres y los cambios esperados de la Ley de flexibilidad», donde también estarán Juan Ricardo Inostroza, consultor energético; Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, mientras que el moderador será Mario Coddou, director de Acenor.
Por la tarde se realizará el módulo «Los clientes libres frente a otros factores y tendencias de cambios», donde expondrá Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants, además de Daniel Salazar, socio director de energiE; Javier Bustos, director de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G., quienes serán moderados por Nelson Cuello, director de Acenor.
El último módulo será sobre «Los clientes libres y los cambios del mercado de combustibles», a cargo de Rosa Herrera, directora y socia fundadora de ByH Consultores, donde también estarán Juan Cembrano, consultor energético; Carlos Cortés, director ejecutivo de AGN Chile; Luis Enrique López, gerente general de Efizity, mientras que la moderación será realizada por Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor.
El gerente de Estudios del Consejo Minero, José Tomás Morel, manifestó la preocupación del sector en torno a los tiempos que se manejan respecto al perfeccionamiento de la Ley de Transmisión y a lqa flexibilidad en el sistema eléctrico, por el impacto de esta regulación en los clientes libres, donde se encuentran las empresas mineras.
El ejecutivo planteó estos dichos en el marco del seminario «Avances de la Regulación de Transmisión «, realizado este lunes por el comité chileno de Cigre, donde el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, anunció la creación de una Comisión Asesora Independiente para contribuir a la elaboración de una ruta de flexibilidad, cuyos resultados se darían a conocer en octubre próximo.
«Vemos con cierta preocupación que, en la secuencia de reformas, primero quieren poner el cambio en transmisión y después -dado el anuncio del ministro Jobet-, la agenda o estrategia de flexibilidad. Con esto nos da la impresión que se estarían postergando los cambios, algunos fundamentales, en particular para los clientes libres, ya que nos afecta la manera como se remuneran los servicios complementarios».
El gerente de Estudios del Consejo Minero agregó que esperaban que durante el primer semestre del año se despachara el proyecto de Ley de transmisión y que en seguida viniera el de flexibilidad, pero ya pasó el periodo proyectado sin concretarse estos pasos.
Por otra parte, Morel sostuvo que hay preocupación respecto a la eficiencia, debido a que la idea de perfeccionar la Ley de Transmisión permitiría aperturas para introducir nuevas opciones de conexión, entre interesados en generación que no estaban considerados previamente en el plan, lo que podría aumentar los costos para los clientes.
Además, el representante de la asociación gremial manifestó inquietudes respecto a los cargos de transmisión zonal, además de establecer claridad entre cambio regulatorio y cambio de esta Ley, así como en el procedimiento de los planes de expansión de la transmisión.
El ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, anunció la creación de una Comisión Asesora Independiente que se encargará de contribuir con propuestas para definir una ruta de flexibilidad para el sistema eléctrico nacional, con el propósito de avanzar hacia una estrategia en este tema, lo cual fue abordado en el seminario «Avances en la Regulación de la Transmisión», realizado por el comité chileno del Cigre en Santiago.
Según informó la autoridad, la comisión asesora estará integrada por Hugh Rudnick, director de Systep y académico emérito de la Universidad Católica; Jorge Moreno, socio fundador de la consultora Inodú; Renato Agurto, director de Synex, y Daniel Olivares, investigador ICSI de la Universidad Católica.
«La idea es que ellos, junto con los equipos del Ministerio en tres meses nos propongan cuál es la ruta para ir incorporando mayor flexibilidad al sistema», afirmó Jobet.
El ministro dijo que esta comisión permitirá «complementar el conocimiento técnico que está en el Ministerio y en la CNE y en el Coordinador Eléctrico Nacional, con la opinión de actores del sector, que son expertos en su funcionamiento y que tienen una visión independiente, con el fin de generar las instancias para que todos los actores involucrados puedan dar su opinión y ayudarnos a que la solución a la que lleguemos, con su propuesta, sea la mejor posible».
Estrategia
Jobet planteó que uno de los objetivos para avanzar en flexibilidad es concentrarse en una estrategia, más que en un proyecto de ley en la materia. «Cualquier cambio en esto debemos hacerlo de forma gradual. En algún momento se habló de hacer una Ley de flexibilidad y quiero ser enfático en que nos parece que más que una Ley de flexibilidad, lo que tenemos que pensar es en una estrategia de flexibilidad, aunque no descartamos hacer cambios legales, si se requieren».
Explicó que esto implica en analizar opciones como cambios en protocolos de operación del Coordinador Eléctrico Nacional, así como modificaciones reglamentarias, añadiendo que la estrategia debe ser neutral desde el punto de vista tecnológico.
El ministro indicó que otro objetivo de esta iniciativa es contar con tecnologías eficientes en costos que otorguen seguridad a la operación del sistema eléctrico.
CNE
En el seminario también participó José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien señaló que la flexibilidad en el sector eléctrico debe tener una gradualidad en su aplicación, por lo que el concepto de flexibilidad supone una estrategia «que sea compatible con los equilibrios del mercado y la posibilidad de reacción de todos los agentes a los cambios normativos».
A su juicio, el creciente ingreso de energía renovable variable implica un mayor desafío a la reacción de la generación en el sistema eléctrico local, por lo que planteó que la estrategia de flexibilidad debe ser cuidadosa en torno a los temas de incentivos y remuneración.
Venegas dijo que un tema importante también es la suficiencia de la potencia y los Servicios Complementarios, por lo que la CNE la flexibilidad debe ser compatible con los cambios tecnológicos.
