31 de mayo de 2012, Subestacion Cardones. Foto: Juan Carlos Recabal / Electricidad
Subestación de Cardones en la Región de Antofagasta. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Los retos en seguridad tras la interconexión SIC-SING

El ingreso de nuevas tecnologías de controles automáticos y la definición del funcionamiento de los Servicios Complementarios son algunas de las tareas que se advierten en esta materia.

La incorporación de nuevas tecnologías de automatización, la mantención de mayores niveles de reserva en giro y en la capacidad de regulación de frecuencia, junto con la definición para el funcionamiento de los Servicios Complementarios y el fortalecimiento de la red de telecomunicaciones, son los principales desafíos que enfrentará el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) en materia de seguridad para las operaciones del sistema interconectado que se materializará el próximo año.

En este escenario la línea que construye la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), entre Mejillones y Copiapó, registra más de un 70% de avance, siendo un paso fundamental para la interconexión de ambos sistemas eléctrico en 2018, junto a la línea Cardones-Polpaico que desarrolla Interchile, entre Copiapó y la Región Metropolitana que si bien anota un retraso de cuatro meses −según un informe del anterior CDEC SIC− estaría operando en el primer semestre de 2018.

A juicio de los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD el aspecto tecnológico es clave para responder a los requerimientos de seguridad del sistema eléctrico por el mayor tamaño que se operará luego de la interconexión física del norte grande con la zona centro-sur.

Distinción
La seguridad en el contexto de la interconexión, según los especialistas, considera dos aristas. Gabriel Olguín, director del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigré) y socio director de Power Business Partner, señala que en la nueva Ley de Transmisión, que creó el CEN, “se contempla la seguridad de las operaciones y del sistema eléctrico (que debe ver el CEN), y por otra parte está la seguridad que ve el Ministerio de Energía en el sentido de elaborar una planificación energética de largo plazo que indica los recursos a utilizar”.

La seguridad en el contexto de la interconexión, según los especialistas, considera dos aristas. Gabriel Olguín, director del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigré) y socio director de Power Business Partner, señala que en la nueva Ley de Transmisión, que creó el CEN, “se contempla la seguridad y calidad del suministro de corto y mediano plazo (que debe ver el Coordinador Eléctrico Nacional), y por otra parte la seguridad de suministro de largo plazo que ve el Ministerio de Energía en el sentido de elaborar una planificación energética de largo plazo”.

Esto es compartido por el director del Centro de Energía de la Universidad de Chile, Guillermo Jiménez: “Hay que distinguir entre suficiencia y seguridad. El primer tema es la contribución energética del sistema para garantizar la operación en el largo plazo en función de cómo se van desarrollando los proyectos. El segundo tema implica un desafío mayor, porque se deben definir aspectos como los Servicios Complementarios que tendrán su repercusión en la operación del sistema cuando esté completamente interconectado”.

Según Olguín la actual normativa en transmisión “establece nuevas responsabilidades al Coordinador, entre las que está asegurar el suministro, pero no queda claro cómo se hará porque no hay una reglamentación específica”.
Según Olguín la actual normativa en transmisión “establece nuevas responsabilidades y atribuciones al Coordinador, entre las que está asegurar el suministro. El abanico de soluciones es ahora mayor pues incluye el almacenamiento de energía y la modificación de infraestructura existente”.

Por su lado, Guillermo Jiménez indica que aún “falta claridad de cómo serán los métodos sobre el reconocimiento económico de algunos servicios, de cómo se integran estratégicamente las centrales de bombeo y otras tecnologías de almacenamiento en términos de seguridad para que permitan una penetración masiva de otras fuentes de energía variables.

Tecnologías
El componente tecnológico es la piedra angular sobre la cual los especialistas estiman que debe operar el CEN en materia de seguridad. Luis Hormazábal, director de EM Consulting, señala que la interconexión SIC-SING “implica mayores complejidades para mantener la calidad y seguridad de servicio, aunque desde el punto de vista económico resulta más conveniente”.

Por este motivo, en su opinión “es necesario incorporar mecanismos automatizados y de acción muy rápida para actuar en caso de tener dificultades de seguridad, como la reserva en giro y regulación de frecuencia, que ahora en la zona centro sur se realiza solo en algunas unidades hidroeléctricas, lo que no será suficiente para todo el sistema interconectado, debiendo tener capacidad en giro para esas funciones más distribuidas a lo largo del sistema total”.

Para Gabriel Olguín la seguridad de la interconexión requiere de nuevos esquemas de supervisión, control y operación. “Se debe contar con una supervisión permanente de la seguridad con tecnologías como los esquemas de protecciones de áreas amplias, conocidos como WAM y sincrofasores, que permiten monitorear el nivel de seguridad de la interconexión en tiempo real. Pero no solo eso pues se deben además analizar distintos escenarios a partir de la situación actual, que permitan al operador del sistema, mediante diversas simulaciones, tener un plan de acción si sucede algún evento”, precisa.

Esteban Gil, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica e investigador asociado del Centro Avanzado de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (AC3E) de la Universidad Técnica Federico Santa María (UTFSM) sostiene que una tecnología relevante es el Control Automático de Generación (AGC por su sigla en inglés), “para mejorar el control de frecuencia y la seguridad del sistema, además de otras tecnologías que también pueden jugar un rol preponderante en operar el sistema interconectado nacional de forma segura, como el Scada EMS”.

Guillermo Jiménez menciona que también será necesario incorporar tecnologías de almacenamiento “pues jugarán un rol importante en la expansión del sistema en los próximos años y otras tecnologías asociadas a la estabilidad como equipos Facts y equipos de compensación que permiten controlar tensión mediante aporte de potencia reactiva”.

Capacidad instalada en MW por tecnología en SIC y SING. Fuente: Generadoras de Chile.Telecomunicaciones
Contar con una nueva arquitectura de comunicaciones es otro de los elementos que visualizan los especialistas para las tareas de seguridad ante la interconexión. “Muchas de las tecnologías para mejorar la seguridad de las redes eléctricas, como por ejemplo los sistemas especiales de protección o el control automático de generación, requieren de sistemas de telecomunicaciones rápidos y confiables”, asegura Esteban Gil.

“Para una correcta y oportuna actuación automática de las protecciones que se deben contemplar para independizar diferentes sectores del sistema único, particularmente el norte del centro sur, las comunicaciones sin retardo de tiempo serán vitales, entre las cuales no están las satelitales ya que ellas implican retardos del orden de segundos, lo que es demasiado para estos efectos. Quizás la fibra óptica redundante podría ser lo más rápido, como los sistemas PLC, que involucran más costos pero son muy confiables”, plantea Luis Hormazábal.

Finalmente Héctor Chávez, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago afirma que el tema de las comunicaciones plantea el desafío de multidisciplinar, pues “los especialistas en sistemas eléctricos y aquellos en electrónica y telecomunicaciones reciben una formación diferenciada y se desempeñan laboralmente en ambientes diferentes, por lo que se requerirá de especialistas multidisciplinares que entiendan tanto los procesos dentro de un sistema eléctrico como aquellos en un sistema de comunicaciones”.