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Jornada técnica de la PUCV analizará impacto del aumento de corrientes de cortocircuito

Los efectos que tiene el aumento de las corrientes de cortocircuito en la infraestructura eléctrica será el tema principal que se abordará en la Jornada Técnica «Impacto del aumento de corrientes de cortocircuito sobre instalaciones conectadas al sistema eléctrico nacional», que se realizará en el Centro de Estudios Avanzados y Extensión de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso el próximo 10 de mayo.

El encuentro se efectuará en la sede de la casa de estudios, ubicada en Antonio Bellet 314, Providencia, donde la idea «es reunir a profesionales de distintos organismos y empresas relacionadas con el sector de la energía eléctrica a participar en un análisis técnico sobre los impactos que tendrá el aumento proyectado de las corrientes de cortocircuito en las instalaciones de transmisión, subestaciones y redes de distribución que transmiten y reciben energía eléctrica desde el sistema eléctrico interconectado nacional», informó la PUCV en un comunicado.

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Durante la jornada se revisarán los aspectos específicos de estas instalaciones, «que ameritan ser revisados a nivel de especialistas ante las altas corrientes de cortocircuito que podrían registrarse en ciertos puntos del sistema eléctrico interconectado nacional».

«Para ello se incluirán ponencias expuestas por ingenieros especialistas de distintas empresas del sector eléctrico y al final de la jornada se llevará a cabo un panel de discusión técnica de los temas tratados y las correspondientes conclusiones», se indicó en la casa de estudios.

El evento cuenta con el patrocinio de Coordinador Eléctrico Nacional y Cigré Chile.

Más información: problesc@yahoo.com

Ministra de Energía afirma que estudian en detalle nuevo reglamento de Servicios Complementarios

La ministra de Energía, Susana Jiménez, señaló que se está estudiando en detalle el reglamento de servicios complementarios «para que las señales de mercado operen eficientemente», agregando que el proceso de revisión de esta regulación será abierto y participativo, «donde todos los involucrados pueden exponer sus puntos de vista, lo que aportará certeza a la industria y nos permitirá como sector dar las garantías de confianza necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico».

La autoridad inauguró el primer seminario del año del comité chileno del Cigré, «Planificación energética y de expansión de la transmisión», donde también aseguró que existe «la voluntad de realizar los cambios legales y reglamentarios que no solo perfeccionen la regulación actual, sino que guíen de mejor manera el desarrollo del sistema eléctrico nacional».

Planificación

El primer módulo de la jornada abordó la planificación energética de largo plazo, donde Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía, planteó que los principales desafíos en la planificación energética apuntan a los análisis sobre las integraciones energéticas regionales y la integración energética con los países de la región para avanzar de forma más profunda.

Otro reto, según Bustos, es la inclusión de la generación distribuida en la planificación, junto a la revisión de los polos de desarrollo, donde se «deben analizar sus externalidades positivas», añadiendo que también es necesario realizar mejorías a la planificación, especialmente en la representación regional para los costos de la energía, y el perfeccionamiento en la identificación del potencial de ERNC, como la geotermia y la energía marina.

[VEA TAMBIÉN: Pequeños y medianos generadores apoyan retiro del reglamento de servicios complementarios]

En el panel de análisis, Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) indicó que es necesario perfeccionar la planificación de la demanda eléctrica junto con revisar el modelamiento que tendrá el almacenamiento en el sistema eléctrico y el efecto del impuestos verde en el futuro proceso de descarbonización de la matriz energética nacional.

Por su lado, José Tomás Morel, gerente de Estudios del Consejo Minero, sostuvo la dificultad de estimar la demanda minera en la minería, debido a los ritmos de la producción de la industria, agregando que también es necesario darle mayor consistencia a la planificación para la instalación de las centrales de generación para que no tengan grandes distancias con la extensión de la transmisión.

Enzo Sauma, director del Centro de Energía de la Universidad Católica, afirmó que otro desafío de la planificación energética es tener escenarios futuros coherentes y reducidos «con las proyecciones de demandas y costos». Además dijo que debe haber una planificación conjunta de la generación con la transmisión, para «garantizar una consistencia dinámica».

Ian Nelson, presidente de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), aseveró que hay espacio para que existan mejoras en el proceso de planificación, para «que no se cree un sistema orientado a ciertos tipos de generación».

Coordinador Eléctrico Nacional pide avanzar en mejorar el estudio del fenómeno TRV en Chile

La necesidad de llegar a un acuerdo en los alcances de la metodología entre los actores de la industria nacional que realizan y los que revisan los estudios del TRV (voltaje transitorio de recuperación), además de identificar las subestaciones en que se deben realizar estas investigaciones fueron algunos de los desafíos planteados por Víctor Velar, jefe de Proyectos del Departamento de Estudios del Coordinador Eléctrico Nacional.

El ejecutivo participó en la Jornada Técnica «Fenómeno de Transient Recovery Voltage (TRV) y su impacto en el Sistema Eléctrico Nacional», organizado por el comité chileno del Cigré en el Hotel Intercontinental, donde se analizó la experiencia nacional e internacional de este fenómeno.

Qué es

Fernando Liborati, director de Estudios Eléctricos de Argentina, planteó que el TRV «es la tensión que aparece en un interruptor, producto de la interrupción de corriente cuando se abre el interruptor y se extingue el arco, o cuando se saca de servicio un reactor, lo que también provoca tensión transitoria de recuperación».

En este sentido, el especialista dijo que el TRV también es «la respuesta del sistema al dejar de fluir potencia de un lado a otro, en que la energía que está fluyendo de un lado a otro del sistema se reacomoda cuando el interruptor cambia de condiciones, dejando de transmitir esos flujos y la energía se tiene que redistribuir en el sistema».

El representante del Coordinador Eléctrico Nacional dijo que el fenómeno del TRV está asociado a la expansión del 500 kV y que afecta a los interruptores cercanos a la compensación serie, que se usan para dar distancia eléctrica entre las barras terminales de la subestación, por lo que recordó que en 2002 se realizaron los primeros estudios del tema en el sistema Charrúa-Ancoa-Alto Jahuel, que entregó las bases metodológicas para posteriores investigaciones.

En este marco, Víctor Velar presentó los estudios que se han hecho del TRV en el sistema eléctrico nacional en el sistema de 500 kV de la interconexión SIC-SING, que también consideró a la línea Polpaico-Cardones.

«Para el sistema de 500 kV de TEN entre Los Changos, Cumbres y Nueva Cardones, los estudios demostraron que los interruptores soportan los TRV impuestos por el sistema, mientras que para el sistema de Interchile (Nueva Cardones, Nueva Maintencillo, Nueva Pan de Azúcar y Polpaico) la mayoría de los interruptores soportan los TRV, pero en la subestación Nueva Pan de Azúcar presentaron algunos incumplimientos por fallas puntuales, como bifásicas y entradas de tierra». precisó el especialista.

Respecto a las medidas de mitigación que se instalan para este fenómeno, como la instalación de un bypass en la compensación serie en las subestaciones que tienen un impacto en la estabilidad transitoria, Víctor Velar afirmó que el organismo coordinador «no va a aceptar ninguna solución de mitigación que degrade la calidad del sistema, eso es un punto básico, por lo que cualquier solución que se proponga tiene que cumplir con los criterios de seguridad del sistema».

[¿Qué es el voltaje transitorio de recuperación o TRV?]

ABB destaca sistemas de almacenamiento energético para dar flexibilidad a red eléctrica

ABB destaca sistemas de almacenamiento energético para dar flexibilidad a red eléctrica

“Flexibilidad de los sistemas eléctricos a través de desarrollos tecnológicos, económicos y regulatorios” fue el nombre de la convocatoria al VIII Congreso Bienal Internacional 2017, organizado por el Comité Chileno del Cigré, en el que participó la empresa ABB en Chile presentando sus soluciones para este mercado.

La actividad buscaba abordar y debatir sobre los desafíos de la mayor penetración de energías renovables variables y la necesaria flexibilidad que se requiere para incorporarlas en el sistema eléctrico chileno, con los niveles adecuados de calidad y seguridad de servicio, donde ABB en Chile cuenta con tecnologías de sistemas de control, baterías y sistemas de almacenamiento en distintas tecnologías para apoyar la flexibilidad de las redes.

Soluciones

“Dentro del portafolio de ABB se encuentran los Battery Energy Storage System, BESS, que son sistemas de almacenamiento de energía que permiten flexibilidad, arbitraje y proveer de todos los servicios atribuibles dentro del reglamento de servicios complementarios. Esta amplitud da la posibilidad de innovar en este tipo de tecnologías y ofrecer soluciones que favorecen el crecimiento que se requiere impulsar, como reemplazar líneas a futuro y hacer inversiones mucho más convenientes en cuanto a costo en los sectores de consumo, que es donde finalmente está la demanda”, explicó Thomas Aldunate, gerente de Desarrollo de Negocios en ERNC de ABB en Chile.

La compañía cuenta en el país con dos BESS en instalaciones de clientes finales de transmisión y generación de energía. Estas soluciones funcionan con el fin de proveer reserva en giro (complemento de mínimos técnicos para centrales térmicas), regulaciones de frecuencia y tensión. Esta tecnología es un complemento para el segmento de las energías renovables, que no solamente pueden almacenar energía para estos proyectos de generación variable, sino que también acceder a los demás tipos de servicios complementarios que se necesitan y remuneran en la red.

Las charlas y debates contaron con la participación de ejecutivos del Cigré, académicos, representantes de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y especialistas de diversos países para conocer lo que se está haciendo internacionalmente e ir siguiendo lineamientos de los casos de éxitos, modificados a la realidad nacional.

“Participar de estos encuentros nos permite mostrar nuestras soluciones y estar en constante contacto con los clientes, entender sus requerimientos, nuevas tecnologías, tendencias y normativas o legislaciones futuras. Por eso, es muy importante para ABB participar de estos foros técnicos que se presentan como una oportunidad”, concluyó Aldunate.

Coordinador Eléctrico Nacional alista nuevo sistema de pronóstico de caudales

Coordinador Eléctrico Nacional alista nuevo sistema de pronóstico de caudales

El Coordinador Eléctrico Nacional prepara la puesta en marcha de un nuevo sistema de pronóstico de caudales que se alimentará de distintas fuentes de proyecciones meteorológica en tiempo real, para implementar un modelo que permita reconocer de mejor manera las particularidades de cada cuenca hidrológica.

Así lo señaló Juan Pablo Ávalos, jefe del Departamento de Investigación, Desarrollo e Innovación del Coordinador Eléctrico Nacional durante el panel «Generación: La incorporación de las ERNC y las necesidades de flexibilidad del parque tradicional», que se realizó en la primera jornada de la VIII versión de la Bienal Internacional del comité chileno del Cigré, que aborda la «Flexibilidad de los sistemas eléctricos a través de desarrollos tecnológicos, económicos y regulatorios».

Función

El ejecutivo indicó que la plataforma permitirá «proyectar distintos escenarios de proyección de caudales en cada etapa del horizonte de optimización para que entre como dato al módulo de potenciación hidroeléctrica al sistema».

A su juicio, la ventaja del sistema es que «al incorporar un pronóstico meteorológico, de agua y lluvia, permite anticipar de mejor forma y precisión la crecida de los embalses y hacer una mejor gestión de esos recursos».

Ávalos dijo que esto forma parte de las medidas que está tomando el organismo coordinador para darle una mayor flexibilidad en la gestión del sistema eléctrico, donde destacó el papel que cumplen los embalses hidroeléctricos para enfrentar la variabilidad de los energías renovables, especialmente eólica y solar, en distintas horas del día.

Otras medidas aplicadas por el Coordinador, según Ávalos, ha sido la implementación de un sistema de pronósticos centralizado, la realización de estudios de integración de ERNC, y el establecimiento del Control Automático de Generación (AGC).

Exposiciones

En el panel también expuso Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, quien resaltó las nuevas aplicaciones en materia de almacenamiento energético en microredes y a gran escala, señalando que es necesario actualizar los mecanismo regulatorios para definir estas tecnologías.

Otro expositor fue Eduardo Pereira, académico de la Universidad de Chile, quien abordó los desafíos operacionales del parque de Generación ERNC para los escenarios futuros, mostrando los resultados de un estudio hecho por un grupo de trabajo del Cigré, donde se indicó que el sistema eléctrico requerirá de mayores ciclajes por parte de las centrales termoeléctricas para complementar la generación de ERNC.

[Bienal internacional del Cigré abordará desafíos de energías variables y flexibilidad]