El Departamento de Activos e Información Técnica de la Subgerencia de Acceso Abierto y Conexiones, perteneciente a la Gerencia Planificación y Desarrollo del Coordinador Eléctrico Nacional, dio a conocer dos nuevas herramientas destinadas a facilitar la presentación de antecedentes técnicos para el desarrollo de proyectos de transmisión.

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Así lo indica el reporte mensual de Systep Ingeniería, donde se analiza los alcances del decreto preventivo del Ministerio de Energía, señalando que la situación actual en el sistema eléctrico podría ir mejorando si se toman medidas en miras de aumentar la disponibilidad de centrales.

«Por ejemplo, la reincorporación de la central termoeléctrica Ventanas 1 propuesto por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) que se encontraba en estado de reserva estratégica, es una medida en esa línea, por cuanto contribuirá en la generación base. Consecuentemente, se hace necesario que el retiro de las centrales a carbón sea de forma gradual, siempre considerando los respaldos necesarios para asegurar la confiabilidad del sistema (seguridad y suficiencia). De lo contrario, el sistema podría estar en estrés en escenarios de estrechez hídrica como el actual, especialmente si se retiran de servicio 4.621 MW de capacidad instalada de carbón al 2025, como señala un Proyecto de Ley en discusión en el Congreso», se señala.

El documento también plantea que el aporte de las tecnologías ERNC «no permitiría mitigar en su totalidad el problema de estrechez de generación, por cuanto la generación solar disminuye o es nula en el horario de mayor escasez de oferta de generación del SEN (18:00 – 22:00) y la generación eólica no siempre se encuentra presente en los horarios de punta del sistema», por lo que se afirma la necesidad de «seguir avanzando en la estrategia de flexibilidad considerando el escenario actual que vive el sistema y que propicie el desarrollo de nueva capacidad (convencional y de almacenamiento) que pueda proveer generación de manera flexible».

Y se agrega: «El GN y GNL asoma como una opción para subsanar la estrechez de generación que vive hoy el sistema, gracias a su rápida respuesta a los aumentos de demanda y sus bajas emisiones en comparación con otras tecnologías. Por ello, es importante que la autoridad entregue señales claras en torno a la legislación actual del GNL Inflexible, respetando a los diversos actores del sector».

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La postulación para el curso parte el 28 de septiembre del 2021 y su objetivo es fortalecer los conocimientos y competencias en la operación de sistemas eléctricos de potencia.

Según informó la unidad académica, también se busca se busca estudiar, analizar y representar los elementos de modelos de sistemas eléctricos de potencia que permitan comprender la operación de manera aislada y como sistema interconectado, además de ormular y resolver (con asistencia de software especializado) problemas de operación equilibrada y desequilibrada de un sistema eléctrico de potencia, determinar la respuesta de un sistema eléctrico de potencia en condiciones de falla, y analizar (con asistencia de software especializado) el problema de las protecciones y su ajuste en MT y AT.

«El Diplomado está dirigido a ingenieros eléctricos y enfocado principalmente al desarrollo de conceptos asociados a la operación de sistemas eléctricos en régimen permanente y la coordinación de protecciones. Asimismo, el Diplomado comprende la aplicación de la herramienta de simulación Digsilent PowerFactory para implementar ejercicios prácticos y casos reales que permitan reforzar y evaluar las competencias adquiridas», indicó el DIE.

Plan de Estudios

El diplomado contempla tres módulos:

-Modelación de Sistemas Eléctricos de Potencia (40 horas pedagógicas

-Simulación de SEP (40 horas pedagógicas)

-Cortocircuito y definición de ajuste de protecciones (40 horas pedagógicas)

Módulo 1 – Modelación de sistemas eléctricos de potencia:

• Cálculo en por unidad en sistemas eléctricos
• Representación de elementos de un sistema eléctrico en régimen permanente
• Flujo de Potencia para definir condiciones de operación en régimen permanente
• Representación de elementos de un sistema eléctrico en condiciones desequilibradas
• Cálculo de cortocircuitos simétricos y asimétricos
• Evaluación: Prueba Escrita Programada (50%) + Estudio de Caso (50%).

Módulo 2 – Simulación de sistemas eléctricos en DigSilent Power Factory (V15)

• Representación básica de elementos con DigSilent Power Factory.
• Representación básica de sistemas con DigSilent Power Factory.
• Modelación básica de un sistema eléctrico de potencia con DigSilent Power Factory.
• Uso básico de comandos.
• Comandos: flujo de potencia, cortocircuitos y simulación dinámica.
• Evaluación: Prueba Escrita Programada (50%) + Estudio de Caso (50%).

Módulo 3 – Cortocircuitos y definición de ajuste de protecciones

• Revisión del tipo protecciones de un sistema eléctrico en media y alta tensión
• Metodología de ajuste de protecciones en media y alta tensión
• Realización de casos prácticos y simulación en DigSilent Power Factory (V15)
• Evaluación: Prueba Escrita Programada (50%) + Laboratorio (50%)

De acuerdo con el DIE, «el arancel del diplomado es de $2.100.000, más $64.000, correspondientes al costo de la matrícula y para dictar el curso se requiere un mínimo de 12 inscritos. El Departamento de Ingeniería Eléctrica dispondrá equipos con licencias individuales para ejecutar el diplomado.

Más información: cristhian.becker@usach.cl

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Así lo señala el reporte semanal de la consultora Antuko, donde se detectaron congestiones durante el horario solar en las líneas Pan de Azúcar – Polpaico y Polpaico – Lo Aguirre 500 kV de miércoles a viernes, lo que provocó un desacoplamiento de precios entre el Norte y el Centro-Sur.

También se anotó una baja en los precios en Alto Jahuel, que fueron «un 17% más bajos que la semana pasada, pero un 336% más altos que hace un año».

Generación renovable

Según el reporte, la generación fotovoltaica aumentó 14% en la última semana de julio y el primer día de agosto, alcanzando los 165,5 GWh, debido a una mejor irradiancia en todo el país. «Los incrementos fueron especialmente significativos en el Centro (+32,2% / + 6,9 GWh) y en el Extremo Norte (+11,9% / + 6,9 GWh)».

Por su lado, la generación eólica también aumentó significativamente a 162 GWh (+ 63%) debido a una disponibilidad de recursos, «excepto en el Extremo Norte (-11%) y en el Sur (-35%)». Los incrementos particularmente se dieron en regiones con alta capacidad instalada eólica: + 56% en la zona de Charrúa (llegando a 76 GWh) y + 204% en la zona de Pan de Azúcar (llegando a 56 GWh).

«El CEN informó esta semana una reducción de 833 MWh para eólica y 120 MWh para solar, lo que representa una variación de + 41% y -37% en comparación con la semana pasada, respectivamente. Sin embargo, los volúmenes reales fueron más altos ya que el CEN no incluyó en su informe al menos algunas reducciones del sábado», indicó el reporte.

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Según el documento, la generación total disminuyó 0,8%, a 1,59 TWh, donde se anotaron bajas en la participación eólica (-2% respecto a la semana pasada), mientras que la inyección proveniente de centrales hidroeléctricas e embalse y de pasada también disminuyó 1,3% y 0,5%, respectivamente.

«Estas disminuciones fueron compensadas por incrementos en la generación fotovoltaica (+0,6 pp) y en la generación de combustibles fósiles: +2,9 pp en total, distribuidos entre carbón, gas y diésel. La disponibilidad de las centrales térmicas volvió a verse limitada por mantenimientos (Angamos 1, Guacolda 2) y cortes (Angamos 2, Norgener, entre otros)», señala el informe.

«Esta semana (entre 19 y 25 de julio) el sistema operó mucho más acoplado y los precios siguieron subiendo en todo el país. Se observaron importantes diferencias nodales: el viernes durante el día y el sábado por la mañana, las pérdidas de transmisión provocaron diferencias de precios en torno a los 60 USD / MWh entre Crucero y Puerto Montt». agrega.

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El análisis indica que durante la segunda semana de este mes la volatilidad de los precios se inició al alza, para después atenuarse debido a la mayor disponibilidad de agua en el sistema.

«Los costos marginales aumentaron levemente en la mayor parte del sistema, pero disminuyeron en el área de Puerto Montt. Fue consecuencia de varios congestionamientos en la línea Rahue – Puerto Montt, que se producían generalmente en las primeras horas de la mañana o durante la noche y resultaban en precios más bajos en Puerto Montt que en el resto del sistema», se indica

Y se agrega: «El lunes y martes, los precios mostraron un diferencial día-noche superior a USD 100 / MWh, ya que la demanda neta fue relativamente alta, algunas unidades de carbón sufrieron cortes y se utilizaron plantas de diésel. A partir del miércoles en adelante, la generación de pasada aumentó y los precios fueron mucho menos volátiles durante los días».

Generación

Según el reporte, el mix de generación del periodo estuvo marcado por la mayor inyección de carbón, que aumentó 2% respecto a la primera semana de junio, «lo que compensó las disminuciones de viento y de pasada (-0,7 pp cada una). También permitió que la participación de presas y gas disminuyese levemente (-0,4 pp y -0,3 pp, respectivamente). Los combustibles fósiles representaron el 53% de la mezcla», se indica.

Por otro lado, se señala que la generación fotovoltaica aumentó un 5% para llegar a 142 GWh, «ya que la irradiación solar mejoró en todo el país, excepto en el área de Cardones. Crucero fue la zona con mayor factor vegetal (21%)».

En cuanto a la CSP, la generación en Cerro Dominador fue un 43% menor que la semana pasada, con un factor de planta del 18,6%.

«Por otro lado, la generación eólica perdió un 9%, debido a una disminución de recursos desde el área de Pan de Azúcar hasta el área de Charrúa, que no pudo ser compensada por el aumento en las otras regiones. En promedio, Puerto Montt fue la zona con mayor factor de planta (51,7% para la semana)», se sostiene.

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Y es que, a juicio de la economista, uno de los primeros aspectos a considerar es que las centrales a carbón representaron a 2019, un 34% del despacho (26 TWh/año sobre un total generado de 77), por lo que su reemplazo en generación eléctrica plantea triplicar el despacho de este tipo de centrales (14,1 TWh  en 2019), si es que se materializa la iniciativa legal, tal como fue despachada desde la Comisión de Medio Ambiente y Recursos Naturales a la Sala de la Cámara de Diputados.

Reemplazos

Según la especialista, el reemplazo de la generación a carbón con tecnología eólica y solar supone multiplicar su actual despacho, de 4,8TWh y 6,8 TWh, respectivamente, por 3,5 veces, lo que -en su opinión- «aun así no sería suficiente porque no se tendría suministro 24/7, por lo que se requeriría adaptar el sistema eléctrico para incorporar masivamente sistemas de almacenamiento».

«Considerando entonces la dimensión de los aumentos requeridos para hacer una descarbonización más acelerada, como lo indica el proyecto de ley a 2025, y sólo refiriéndonos al aporte en términos de energía, habría que más que duplicar la generación a gas, solar y eólica, en los próximos cinco años, de forma de reemplazar totalmente la energía del carbón. Este requerimiento, por cierto, relevaría sólo una parte de la problemática, el suministro de energía, sin abordar los requerimientos de la red en cuanto a otros atributos y servicios que las plantas con máquinas rotatorias le aportan al sistema, más comúnmente conocida como inercia», sostiene.

La necesidad de considerar la inercia en la seguridad del sistema eléctrico y la continuidad del suministro, es otro aspecto que menciona Rojas, donde las centrales a carbón aportaron cerca del 40% de este atributo en junio de 2019, especialmente en la zona norte.

Ante ello, advierte que, si bien existe la llamada inercia sintética que entregan las centrales solares y eólicas,  «debemos entender que cualquier otra opción que se deba implementar para la provisión de este atributo, requiere de tiempo para su planificación e implementación, labor que debe compartir el Regulador, el Coordinador Eléctrico y las empresas de generación renovable, gas y transmisión».

«Sobre las opciones tecnológicas para que industria renovable aporte inercia sistémica, basadas en sistemas de electrónica de potencia – de forma que sistemas de almacenamiento, plantas fotovoltaicas y eólicas las implementen – requieren de un horizonte de tiempo más amplio que al 2025, por cierto, con modificaciones de incentivos regulatorios», agrega.

De acuerdo con Rojas, si avanza el proyecto de ley, con el retiro total a 2025, «se deberá profundizar y desarrollar con urgencia un plan integral Gobierno-Empresas-Coordinador, que incentive a que los sistemas de almacenamiento, generadoras solares y eólicas, incorporen sistemas de electrónica de potencia. Es necesario una evaluación de costos que demuestre que esta contribución permitirá encontrar alternativas menos costosas y más rápidas de implementar para que el requerimiento de inercia no se transforme en un obstáculo a la descarbonización».

Transmisión

La economista también aborda la arista de la transmisión, planteando la necesidad de considerar «los atrasos de entrada de líneas claves en obras nuevas y en ampliaciones a nivel nacional y zonal, y la ausencia de señales para gestionar con soluciones de operación de líneas existentes que subsanen estos atrasos».

Es así como asegura que el proyecto de la línea HVDC, en corriente continua anunciada para el 2028, «no contribuirá a la aceleración de la descarbonización. En otras palabras, aún cuando se materializara el cierre de todas las carboneras al 2025 y se lograra la realización de significativas inversiones de generación renovables en ese horizonte, no habría una solución de transmisión de gran escalda como es la línea HVDC sino hasta 2028 o incluso más tarde, y por ello la localización de nuevos proyectos de generación renovable deberían concentrarse en la zona central».

«Por ello, en mi opinión técnica y económica, un horizonte que parece ambicioso y posible para la sustitución eficiente del carbón, con la incorporación de tecnologías habilitantes y reglas competitivas, debe apuntar al 2030 y no achicar el cerco de las posibilidades imponiendo una fecha al 2025», concluye.

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En el encuentro participaron el director ejecutivo, Rodrigo Bloomfield -junto a otros directivos y profesionales del Coordinador-, los que fueron invitados junto a representantes de ONS -operador de la red eléctrica de Brasil- y del COES, que cumple las mismas funciones en Perú.

Los asistentes pudieron visitar el Centro de Control de Red Eléctrica de España y el Centro de Control de Energías Renovables (CECRE) que opera desde 2006, específicamente para abordar los desafíos de la integración de estas fuentes de energía.

En la ocasión, Grupo Red Eléctrica presentó las particularidades del funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional de España y su interconexión con el Sistema Eléctrico Europeo y del Norte de África, así como la coordinación con los otros operadores de Europa Central y la gestión de las interconexiones internacionales.

También fueron abordadas algunas de las características de los enlaces a través de líneas HVDC, los simulacros de reposición del servicio, entre otros temas.

Para finalizar, se realizó una visita guiada al Campus del Grupo REE, destinado a la capacitación de profesionales en temas de energía.

La entrada Profesionales del Coordinador Eléctrico conocieron experiencia española en enlaces HVDC se publicó primero en Revista Electricidad.

La unidad académica informó que para el curso se proveerá las licencias del software DIgSILENT PowerFactory (V20) mediante acceso remoto.

El objetivo del diplomado es fortalecer los conocimientos y competencias en la operación de sistemas eléctricos de potencia, además de determinar la respuesta de un sistema eléctrico de potencia en condiciones de fallar y analizar (con asistencia de software especializado) el problema de las protecciones y su ajuste en MT y AT.

«El Diplomado está dirigido a ingenieros eléctricos y enfocado principalmente al desarrollo de conceptos asociados a la operación de sistemas eléctricos en régimen permanente y la coordinación de protecciones. Asimismo, el Diplomado comprende la aplicación de la herramienta de simulación Digsilent PowerFactory para implementar ejercicios prácticos y casos reales que permitan reforzar y evaluar las competencias adquiridas», informó la casa de estudios.

 Programa

El diplomado considera tres módulos en el programa, con los siguientes temas:

Módulo 1 – Modelación de sistemas eléctricos de potencia:

• Cálculo en por unidad en sistemas eléctricos
• Representación de elementos de un sistema eléctrico en régimen permanente
• Flujo de Potencia para definir condiciones de operación en régimen permanente
• Representación de elementos de un sistema eléctrico en condiciones desequilibradas
• Cálculo de cortocircuitos simétricos y asimétricos
• Evaluación: Prueba Escrita Programada (50%) + Estudio de Caso (50%).

Módulo 2 – Simulación de sistemas eléctricos en DigSilent Power Factory (V15)

• Representación básica de elementos con DigSilent Power Factory.
• Representación básica de sistemas con DigSilent Power Factory.
• Modelación básica de un sistema eléctrico de potencia con DigSilent Power Factory.
• Uso básico de comandos.
• Comandos: flujo de potencia, cortocircuitos y simulación dinámica.
• Evaluación: Prueba Escrita Programada (50%) + Estudio de Caso (50%).

Módulo 3 – Cortocircuitos y definición de ajuste de protecciones

• Revisión del tipo protecciones de un sistema eléctrico en media y alta tensión
• Metodología de ajuste de protecciones en media y alta tensión
• Realización de casos prácticos y simulación en DigSilent Power Factory (V15)
• Evaluación: Prueba Escrita Programada (50%) + Laboratorio (50%)

Más información: cristhian.becker@usach.cl

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Es en ese escenario que los custro principales gremios renovables del país enviaron una carta para plantear sus reparos ante la CNE y el Ministerio de Energía, en la que aseguran que no existe ningún artículo en la ley que sustente la colocación de una tecnología por sobre la otra, «salvo los que resultan del despacho económico o por razones fundadas de seguridad de suministro».

Es por eso que apuntan a que independientemente de que la operación económica deba sujetarse a la norma existente, «esta normativa debe ser coherente con lo establecido en cuerpos regulatorios superiores, como lo son en este caso la Ley General de Servicios Eléctricos, y el Reglamento de la coordinación y Operación».

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