El Plan de Expansión de la Transmisión 2018, cuyo Informe Técnico Definitivo fue aprobado por la Comisión Nacional de Energía mediante la Resolución Exenta 334 del 29 de mayo de 2019, incluye la obra Nueva Línea de HVDC Kimal-Lo Aguirre cuya entrada en servicio se espera para el año 2030.

Se trata de un proyecto que considera la construcción de una línea de transmisión en corriente continua de alta tensión (HVDC) bipolar con retorno metálico, de 1.500 km, con una capacidad de transmisión por polo de al menos 2.000 MW y una tensión de transmisión de al menos ±600 kV, entre las subestaciones conversoras Kimal y Lo Aguirre.

El proyecto promete reducir los costos de operación del sistema que, una vez concretado, hará posible el intercambio masivo de energía renovable entre el norte y centro sur del país. El proyecto se sustenta en los cambios introducidos al marco regulatorio sectorial mediante la Ley 20.936 que introdujo la planificación energética de largo plazo y que permite justificar esta significativa obra.

HVDC es una tecnología altamente flexible y controlable, especialmente atractiva para la transmisión de grandes bloques de potencia eléctrica sobre grandes distancias como es el objeto del proyecto Kimal – Lo Aguirre.

De acuerdo con la propuesta de la autoridad, el proyecto sería bipolar con retorno metálico, sin embargo, no especifica la tecnología de conversión de los terminales convertidores y deja abierta la posibilidad de incluir un futuro tercer terminal configurando un sistema HVDC multiterminal.

Existen dos grandes grupos de tecnología de conversión para aplicación en HVDC. La primera tecnología es HVDC LCC que utiliza el principio de conmutación natural con válvulas de tiristores. HVDC LCC es una tecnología madura y confiable con más de 50 años de operación en diversos países del mundo. Recientemente entró en servicio el proyecto Changji Guquan en China que transmite 12GW en +/-1100kV sobre una distancia de 3.300 km. Las principales desventajas de HVDC LCC son la necesidad de un nivel de cortocircuito al menos 2,5 veces la potencia del enlace, la necesidad de filtros AC y compensación de reactivos, todo lo cual se traduce en estaciones convertidoras de gran tamaño.

La segunda opción se basa en conmutación forzada mediante IGBTs configurados en convertidores tipo fuente de tensión VSC. HVDC VSC es una tecnología más reciente, con importantes ventajas como menor tamaño de las convertidoras, eventual ausencia de filtros AC y capacidad de controlar independientemente la potencia activa y reactiva proporcionando de este modo soporte de tensión al sistema AC. Adicionalmente, HVDC VSC es la tecnología recomendada para sistemas multiterminales y puede proveer partida autónoma. Sin embargo, estas ventajas implican un costo adicional de inversión y trae aparejada una operación y riesgos asociados a la juventud de la tecnología. Además, HVDC VSC debe superar ciertos desafíos aún pendientes como el despeje de fallas DC. Esto porque HVDC VSC fue inicialmente desarrollado para la transmisión con cable aislado soterrado o submarino donde cualquier falla de aislación es siempre catastrófica lo que no permite la reiniciación del enlace. En los últimos años, los adelantos en esta tecnología han buscado viabilizar sistemas HVDC VSC capaces de despejar fallas DC en línea aérea. Para ello, se han propuesto interruptores de poder DC y nuevas variantes de convertidores VSC con módulos conversores de puente completo VSC FB o híbridos VC HB+FB que básicamente incluyen más dispositivos IGBT para interrumpir la corriente de falla DC.   

Independiente de la tecnología de conversión HVDC, asegurar la introducción exitosa del sistema HVDC en el Sistema Eléctrico Nacional requerirá de competencias locales para el desarrollo de las diversas etapas del proyecto, esto es, estudios, desarrollo, ejecución, puesta en marcha, operación y mantenimiento de la infraestructura asociada. Por eso CIGRE Chile está impulsando el trabajo colaborativo de nuestros socios para construir conocimiento y capacidades locales.

Finalmente, está pendiente el estudio de franja que debe liderar el Ministerio de Energía y que busca definir la franja de territorio por donde se construirá el proyecto de transmisión.