Interconexión eléctrica: El comienzo de una nueva era

Si bien quedan algunos pasos para consolidar el proceso, como la materialización final de la línea Cardones-Polpaico en su último tramo en la zona centro norte del país, el 21 de noviembre se materializó la puesta en marcha de la línea TEN que une el SING con el SIC, lo que ya ha producido los primeros beneficios. Fuente: Revista Electricidad. 2 enero 2018.


Llegar al 2020 con una capacidad de transmisión de 1.500 MW es una de los principales metas que se han planteado en torno a la estrenada interconexión SIC-SING, de 500 kV, que se inició el 21 de noviembre, dando vida al hito histórico de contar con un sistema eléctrico nacional, de 3.100 kilómetros de extensión, con una capacidad instalada que llegará a 24.000 MW y a una demanda máxima de 11.000 MW en 2018, de acuerdo a las estimaciones del Coordinador Eléctrico Nacional.

El proyecto de interconexión contempla la interacción de tres líneas de transmisión:

1) Changos-Kapatur, de 220 kV, a cargo de Transelec.
2) Los Changos-Nueva Cardones, realizada y operada por TEN.
3) Nueva Cardones-Polpaico, de 500 kV, a cargo de Interchile, a la cual le falta terminar el último tramo Pan de Azúcar-Polpaico, que espera estar en operaciones durante el primer semestre del próximo año, según las proyecciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Lo que viene
El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, afirma que seguirá operando la mesa de trabajo entre la CNE, el Coordinador Eléctrico Nacional y las empresas involucradas en todo este proceso (TEN, Transelec e Interchile) con el objetivo de ‘asegurar que este sistema va a seguir funcionando en régimen y corroborar que los niveles de transferencia van a ser los máximos necesarios hasta que se concrete una serie de otros elementos de transmisión’.

‘Para eso, se requiere la concreción final de Cardones-Polpaico, pero podemos decir que en los próximos meses vamos a tener un nivel de transferencia del norte chico hacia el norte grande −y viceversa− mucho mayor cuando se materialice el primer tramo hasta Maintencillo y después a Pan de Azúcar’, afirma el representante del organismo regulatorio.

Una vez que se complete este conjunto de instalaciones, las estimaciones realizadas en el Coordinador Eléctrico Nacional apuntan a que en 2020 se alcance una capacidad de transmisión de 1.500 MW, ‘lo que permitirá que el sistema eléctrico esté preparado para interconexiones internacionales. Con estas obras tendremos una columna vertebral continua desde Arica a la Isla de Chiloé. Las futuras licitaciones para expandir la transmisión zonal formarán las costillas que afirmarán el cuerpo del sistema’, explica Germán Henríquez, presidente del Consejo Directivo de este organismo.

Implicancias
De acuerdo a lo indicado a Revista Eectricidad, por distintos actores de este proceso, la interconexión tiene múltiples implicancias técnicas, relacionadas con la seguridad del sistema, los flujos bidireccionales de energía, la inserción de los generadores de Energía Renovable No Convencional, especialmente solares y eólicos y el impacto en los costos marginales.

A esto se suma el volumen de negocios que significa la conexión de los anteriores Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) con el Sistema Interconectado Central (SIC), estimado en más de US$7.000 millones, según Claudio Roa, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Concepción.

‘Considerando el Precio Medio de Mercado (PMM) de energía, un promedio del valor de la potencia y un factor de carga estimado para el Sistema Eléctrico Nacional, se calcula que el volumen del negocio eléctrico (incluyendo energía, potencia y la acción de otros actores como servicios complementarios, Coordinador Eléctrico Nacional, Panel de Expertos, peajes, franjas de transmisión, e impuestos verdes) alcanza al valor anual aproximado de US$7.100 millones, de los cuales 70% corresponde a energía, 17% a potencia y 13% a otros factores’, precisa el especialista.

En su opinión, la implicancia comercial más relevante que debiese ser analizada ‘es lograr una operación que corrobore los estudios de impacto económico y social que justificaron la implementación de esta y la forma de tarificación asignada a la interconexión. La mayor implicancia operacional es lograr colocar de manera segura toda la ERNC disponible en el sistema eléctrico nacional de la zona central del país’.

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, sostiene que a futuro ‘vamos a tener flujos en ambos sentidos y nuestras evaluaciones indican que debiera ser inicialmente más del norte hacia el sur, con una generación más térmica, mientras que en materia de costos marginales es previsible que se vayan acoplando y que queden en valores muy similares a los actuales, por lo que no habrá una gran diferencia respecto a lo que se estaba viendo, pero lo que sí se verá es que en los nodos del norte se notará el ciclo hidrológico que no existía antes de la interconexión’.

Esto último es compartido por Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica: ‘una de las ventajas de la interconexión es que permite compensar las diversidades de años hidrológicos que se daban en el anterior sistema interconectado central, pues un año muy seco dará lugar a que se traiga bastante energía del norte grande hacia la zona central, con generadores a gas y a carbón, por lo que los flujos van a ser en sentido norte-sur, mientras que en un año húmedo se esperaría que los flujos se invirtieran y que se inyecte energía del centro sur al norte’.

En esta línea Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.), indica que ‘las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas van a prestar el servicio complementario y eso será otra modernización del sistema eléctrico chileno, pues aportarán un nivel de certidumbre para que el Coordinador tenga la posibilidad de planificarlos, haciendo los llamados a licitación o designar quiénes lo deben implementar’.

Momento exacto en que Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional da la orden al centro de control de la línea TEN para encender los interruptores que materializaron la interconexión SIC-SING, ante la presencia de la Presidenta Michelle Bachelet; el ministro de Energía, Andrés Rebolledo; Germán Henríquez, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, y Andrés Kulhmann, gerente general de Transelec.

Desafíos
Los desafíos de este hito, además de la materialización total de la línea Cardones-Polpaico en 2018 y de la línea Kimal-Changos en 2020 (a cargo de Transelec), son técnico-operacionales, como aseguró Ernesto Huber durante las XI Jornadas Técnicas Eliqsa-Collahuasi, realizadas en Iquique, a fines de noviembre.

‘Anticipamos algunos desafíos en torno a este proceso como son la coordinación entre los centros de control y la sincronización de los sistemas, donde usamos el monitoreo con sincrofasores, lo que mejora la observabilidad para coordinar de mejor manera el proceso’.

Otros retos del proceso, según el gerente de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional es el ‘control de tensión de los márgenes de potencia reactiva, junto con el control de frecuencia que ya se está haciendo con un AGC (control automático de generación) maestro que está haciendo el control secundario automático de frecuencia en el sistema, además de la estabilidad angular, los modos de oscilación interárea y la migración de las plataformas que permite hacer una supervisión del sistema eléctrico, donde los coordinados han tenido que cambiar paulatinamente el proceso de envío de las señales que forman parte del sistema de información en tiempo real del Coordinador’.

Según Claudio Roa, la existencia de modos de oscilación de interárea es un aspecto importante, pues han estado presente desde el cierre del interruptor que dio vida al Sistema Eléctrico Nacional con diferentes grados de amortiguamiento, por lo que afirma que el desafío técnico ‘es realizar, con una alta periodicidad, la sintonización de los controladores que puedan mitigar estos modos oscilatorios’.

Otro desafío a su juicio es lograr mantener activas ‘altas tasas de toma y bajada de carga (MW/min) debido a la entrada y salida de ERNC’, pues explica que mientras aumente la penetración de estas tecnologías ‘más altas serán estas tasas y que no necesariamente se encuentran ahora disponibles en el sistema’, por lo que menciona la posibilidad de diseñar ‘un mercado de la reserva para estos casos’.

Ernesto Huber señala que en este caso, para 2021 el Coordinador Eléctrico Nacional espera que se duplique la capacidad instalada de generación eólica y fotovoltaica. ‘Estamos hablando del orden de los 8.000 MW, por lo que el control de rampas constituye un desafío operacional importante, especialmente cuando termine el horario de la energía solar’, agrega.

Finalmente el ejecutivo dice que eventuales riesgos adicionales del actual proceso de interconexión tienen que ver con la energización de las instalaciones nuevas ‘y los riesgos por fallas de infancia que puede tener el sistema’, donde menciona que en los primeros días después de materializado el hito (21 de noviembre) se produjo una pérdida de energía en una unidad de la central Cochrane que significó entre 160 a 180 MW menos en el sistema, ‘pero habida cuenta de que estábamos interconectados y gracias a las máquinas que operan en el SIC se detuvo la frecuencia y no hubo pérdida de carga para el norte grande’.

Asimismo Huber señala que el 29 de noviembre hubo una desconexión de la unidad 16 de la Central Tocopilla en el norte grande, donde también ‘hubo apoyo del control primario de frecuencia de las máquinas del SIC, por lo que tampoco hubo pérdidas’.

Conclusiones
• La finalización de la línea Cardones-Polpaico es el principal hito que falta para que se consolide el nuevo sistema eléctrico nacional, a partir de la interconexión SIC-SING, después de lo cual se espera alcanzar una capacidad máxima de transmisión de 1.500 MW en 2020.

• La interconexión supone varias implicancias técnicas, operacionales y comerciales que son monitoreadas por el Coordinador Eléctrico Nacional.

• Los principales desafíos técnicos apuntan a la coordinación entre los centros de control y la sincronización de los sistemas, entre otros aspectos que requieren el uso de nuevas tecnologías.

Principales novedades utilizadas en el proceso de interconexión
El gerente general de Transmisora Eléctrica del Norte, Gabriel Marcuz, detalló a este medio cuáles son las tecnologías que debutan en el sistema eléctrico nacional.

1. Power donuts: Las líneas de transmisión cuentan con power donuts, tecnología que se adosa a las líneas y que permite monitorear en tiempo real, a través de la fibra óptica, diferentes condiciones del sistema como temperatura y humedad. Esta es la primera vez que se utilizan en Chile.
2. Interruptores con TRV de 800 kV e interruptores aislados con tecnología SF6.
3. Bancos de transformadores monofásicos: Tienen una capacidad de 750 MVA cada uno y son de los más grandes que existen en Chile.
4. La subestación Changos es la más grande de Chile en superficie y es una subestación de transformación y compensación, teniendo compensación capacitiva y reactiva.
5. En menos de un mes se pusieron en servicio 1.300 equipos (transformadores, reactores, interruptores y seccionadores) cada uno con sus protocolos de pruebas, revisados por el Coordinador en tiempo récord.
6. Se energizaron 400 kilómetros en un solo día.
7. Se energizó una GIS (subestación aislada) en un día.
8. TEN instaló más de 500 torres de más de 80 metros de altura, que son las más altas del país.
9. Se instaló un sistema de 500 kV por primera vez en el SING.
10. Se realizaron pruebas en fábrica con personal permanente en China, República Checa, Finlandia, Italia, India y Brasil.

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