x
28 de febrero de 2017. Gabriel Olguin, socio director de Power Business Partner y director del Cigre. Foto: Juan Carlos Recabal
Gabriel Olguín, socio director de Power Business y director de Cigré Chile. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Análisis: HVDC y la nueva interconexión SIC-SING

El proyecto, que se encuentra en el Panel de Expertos, tendría un plazo constructivo de 84 meses y considera la construcción de una línea de transmisión HVDC bipolar de, al menos ±600 kV, entre las nuevas estaciones convertidoras Lo Aguirre N°2 y Kimal N°2.

*Por Gabriel Olguín, socio director de Power Business Partner y director de Cigré Chile.

El 27 de febrero de este año, la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta 163 que aprueba el Informe Técnico Final que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión correspondiente al año 2017. Se trata del primer proceso de planificación de expansión de la transmisión desarrollado en el marco regulatorio establecido por la Ley 20.936/2016, con un horizonte de 20 años y que utiliza la planificación energética de 30 años, desarrollada por el Ministerio de Energía para este propósito. La mirada de largo plazo se refleja en un plan de expansión robusto que incluye un enlace de transmisión HVDC de 1.500 km que permitirá el intercambio de energía solar del norte con hidráulica y eólica del sur disminuyendo el costo de operación del sistema.

El proyecto, que se encuentra en el Panel de Expertos, tendría un plazo constructivo de 84 meses y considera la construcción de una línea de transmisión HVDC bipolar de, al menos ±600 kV, entre las nuevas estaciones convertidoras Lo Aguirre N°2 y Kimal N°2 con una longitud aproximada de 1.480 km y una capacidad de transmisión de, al menos, 3.000 MW por polo.

Junto con la línea HVDC se considera la construcción de estaciones convertidoras HVAC/HVDC de 1.500 MW por polo, junto a todo el equipamiento necesario para su funcionamiento. El proyecto considera además un eventual tercer terminal, lo que transformaría el enlace en una solución HVDC multiterminal.

Uno de los primeros proyectos de transmisión eléctrica que utilizó HVDC es el enlace submarino monopolar de retorno marino que unió Suecia continental y la isla de Gotland en el mar Báltico y que entró en operación en 1954. Desde entonces han transcurrido 64 años de desarrollo que han permitido a la tecnología HVDC quebrar sus propios records de distancia, potencia, control y flexibilidad.

La tecnología HVDC es una opción tecnológica de transmisión de energía eléctrica que utiliza corriente directa o continua por sus ventajas respecto de la corriente alterna en aplicaciones como interconexiones asincrónicas, transporte o intercambio de grandes bloques de potencia sobre grandes distancias y enlaces submarinos o soterrados.

Existen dos principios de conversión AC-DC que dan origen a dos tecnologías de HVDC, LCC y VSC. La tecnología HVDC LCC o de convertidor conmutado por línea, es la precursora y se basa en la conmutación de válvulas de tiristores provocada por la propia tensión alterna del sistema de potencia. La tecnología HVDC VSC o de convertidor fuente de tensión, es más reciente y funciona en base a dispositivos semiconductores con capacidad contralada de cierre y apertura como son los IGBTs. Las versiones comerciales de HVDC VSC tienen nombres registrados por sus desarrolladores y sus desempeños pueden ser significativamente diferentes.

Un enlace HVDC LCC está compuesto de estaciones convertidoras en sus extremos y líneas de transmisión en corriente continua. La estación convertidora del extremo transmisor de potencia eléctrica se denomina rectificadora y la del extremo, receptor inversora.

La estación convertidora es similar a una subestación de HVAC pero de mayores dimensiones. En ella se aloja todo el equipamiento de alta tensión AC y DC necesario para convertir y controlar la potencia eléctrica. Dentro de la estación convertidora se distinguen dos áreas principales, el patio HVAC y el patio HVDC, ambos separados por un edificio de válvulas, junto al cual se disponen los transformadores convertidores.

El patio HVAC es el área más grande y alberga el equipamiento AC necesario para controlar e intercambiar potencia eléctrica con el sistema AC. En esta área se encuentra el arreglo de interruptores y barras que permiten conectar las líneas HVAC, filtros AC, compensación de reactivos y transformadores convertidores.

El patio HVDC es de menor dimensión. No requiere de un arreglo de interruptores y barras convencionales porque la potencia eléctrica DC se controla directamente desde las válvulas de tiristores aprovechando todas las ventajas del control digital y la rapidez de respuesta de las válvulas de tiristores. En esta zona además se encuentra el equipamiento para acondicionar la potencia eléctrica DC a la transmisión por la línea, tales como filtros DC y reactor de alisamiento. Otros componentes en esta zona son equipos para maniobras desenergizadas, buje de muro y línea de electrodo.

El edificio de válvulas alberga los arreglos de tiristores que producen la conversión AC-DC y DC-AC y todo el sistema de control de la estación. Los convertidores trifásicos de válvulas de tiristores son alimentados por los transformadores convertidores para obtener un arreglo convertidor de 12 pulsos. El sistema de control actúa sobre el convertidor para definir el voltaje DC y con ello la potencia a transmitir por el enlace.

Existen varias topologías o configuraciones de transmisión siendo las más comunes la transmisión monopolar y bipolar. En ambos casos se puede usar un retorno metálico o por tierra o mar. Por otra parte existen sistemas de dos o más terminales, estos últimos conocidos como HVDC multiterminal.

En un sistema monopolar con retorno por tierra, la potencia eléctrica se transmite por un único polo conductor con potencial respecto de tierra. El retorno de la corriente se realiza utilizando la capacidad de conducción de la tierra o el mar inyectando la corriente en electrodos de tierra o mar. Ejemplos de este tipo de proyectos son el enlace multiterminal monopolar SACOI entre la Isla de Sardegna, Corsega e Italia y el Baltic Cable entre Suecia y Alemania.

Un sistema bipolar se compone fundamentalmente de dos sistemas monopolares de tensión opuesta que comparten el punto neutro de la convertidora. Esto permite cancelar la corriente de retorno cuando la trasmisión es balanceada por los polos. En un sistema bipolar la corriente DC circula desde la rectificadora a la inversora por el polo positivo y retorna desde la inversora a la rectificadora por el polo negativo. Ambos polos transmiten potencia eléctrica. Estos sistemas suelen incluir electrodos de puesta a tierra para operación de emergencia, de modo que en caso de desequilibrio o pérdida de un polo, la corriente de desbalance retorne por tierra permitiendo la operación de emergencia del enlace. También es posible un sistema bipolar con retorno metálico, en cuyo caso se instala un tercer conductor entre las estaciones para el retorno de la corriente de desbalance. Proyectos recientes de este tipo incluyen el sistema HVDC Belo Monte en Brasil y el Bipolo III del sistema de Manitoba en Canadá.

2) Vista aérea de la estación convertidora Kruseberg del enlace submarino Baltic Cable en Suecia. Foto: Gentileza ABB. Vista aérea de la estación convertidora Kruseberg del enlace submarino Baltic Cable en Suecia. Foto: Gentileza ABB.

El proyecto HVDC contenido en el plan de expansión 2017 está actualmente en el Panel de Expertos lo que hace incierta su concreción en los términos actuales. Sin embargo tanto el organismo regulador como el Coordinador Eléctrico Nacional han identificado la necesidad de una línea de transmisión de cerca de 1.500 km que posibilite el intercambio de recursos renovables disponibles en el Norte y Sur de Chile. Habrá que esperar la resolución del Panel de Expertos para ver si podremos reducir los costos de operación del sistema eléctrico gracias a las ventajas de la transmisión HVDC.