Los dos grandes desafíos que existen en el proyecto Kimal Lo Aguirre según Hernán Casar, Director Técnico de CIGRE Chile, son el derecho de paso territorial de la línea HVDC y resolver los desafíos técnicos que significan el implantar una línea HVDC.

Obtener el derecho de paso territorial implica al adjudicatario efectuar un estudio multidisciplinario y cuidadoso de selección del trazado de la línea considerando los temas técnicos, sociales y medio ambientales. Para ello, se debe efectuar en forma temprana un estudio de línea base diferenciada por comunas y una gestión de permisos (Estudio de Impacto Ambiental, Concesión Eléctrica y Servidumbre, entre otros) muy cuidadosa y permanentemente monitorizada. La presencia constante de la empresa mandante en las comunidades, antes, durante y después de la construcción, es un imperativo. Según Casar, debiera haber un monitoreo y supervisión periódica de la autoridad respectiva del progreso de toda la gestión de permisos del proyecto.

Por otro lado, el segundo desafío es el técnico ya que a diferencia de los proyectos de HVAC, en los proyectos HVDC se requiere efectuar, en una etapa previa, estudios relevantes de integración de la nueva instalación a la red eléctrica que permitan dimensionar en forma más económica, y por lo tanto competitiva, las distintas soluciones. Además, se requieren otros estudios más profundos durante la etapa de la ingeniería de detalles, construcción y puesta en servicio de la instalación. Estos estudios toman tiempo, pero son absolutamente necesarios. Al respecto, se vislumbra como algo conveniente que la autoridad respectiva revise y adapte algunos aspectos de la regulación y reglamentación que podrían ayudar en parte a resolver estos desafíos y lograr disponer de esta instalación técnicamente adecuada, de costo razonable y en tiempo.

Un proyecto de estas características, señaló Gabriel Carvajal, socio CIGRE, significa movilizar una gran cantidad de recursos humanos: miles de trabajadores en múltiples puntos de trabajo, lo que requiere una intensa logística de instalación de faenas, movilizaciones y alimentación, entre otras. Es importante tener además en consideración aspectos de la cultura y motivación de los colaboradores. También, se requiere transportar una gran cantidad de equipos, muchos de gran volumen y peso, y planificar tempranamente las rutas y los puertos de llegada. En la zona norte, el problema podría ser menos crítico dada la preparación de la infraestructura para movilizar equipos de la minería. En el caso de obras en la zona centro, esto debe estudiarse con más detalle debido al alto tráfico de las vías y el peso de equipos que podrían llegar a 300 toneladas.

Según Carvajal, es muy importante despejar tempranamente el tema de permisos y servidumbre para que la construcción no se vea impactada fuertemente por la disponibilidad de terreno para las faenas. Los aspectos sísmicos debieran poderse despejar en la etapa de diseño en consideración de las normas sísmicas disponibles en Chile. Además, es importante que la empresa se dote de una estructura dedicada con equipos de relaciones con la comunidad, sostenibilidad y medio ambiente para anticiparse a los imprevistos y, cuando éstos surjan, se puedan atender oportunamente. También resulta relevante planificar desde las primeras etapas las funciones de operación y mantenimiento, especialmente en este proyecto con tecnología HVDC en consideración de la necesidad de preparar al personal con conocimientos y competencias que no existen en el país.

Por su lado, el presidente de CIGRE Chile, Gabriel Olguín, destacó que los estudios eléctricos son absolutamente necesarios para el diseño e integración del enlace HVDC al Sistema Eléctrico Nacional, SEN. El proyecto HVDC Kimal Lo Aguirre se convertirá en un controlador de todo el sistema eléctrico nacional. Se trata de una solución de transmisión basada en electrónica de potencia y control digital, un sistema que permite el transporte controlado de 3000 MW entre Kimal en el norte y Lo Aguirre en Santiago. Este sistema de transmisión es altamente controlable y operará en paralelo al sistema de 500 kV AC por lo que impactará a todo el sistema eléctrico nacional. A diferencia de las líneas HVAC, un sistema HVDC es inherentemente insensible a la frecuencia del sistema por lo que se requiere estudiar todos los modos de operación y todas las posibles condiciones operativas del sistema eléctrico nacional a objeto de diseñar y probar las estrategias de control.

“La NTSyCS es nuestro código de red que establece las reglas de comportamiento de todos los agentes que se conectan al sistema eléctrico nacional. La norma señala cuatro estados de operación del sistema eléctrico nacional, normal, alerta, emergencia y restaurativo. Cada estado está caracterizado por aspectos tales como rango de voltajes, frecuencias y reservas. Los estudios eléctricos simulan la operación y permiten evaluar el funcionamiento conjunto del sistema eléctrico nacional y el proyecto Kimal Lo Aguirre de modo que se satisfagan no solo los requerimientos de suficiencia en estado estable, sino además los aspectos dinámicos. Una convertidora HVDC LCC es altamente controlable, pero se requiere indicarle cómo queremos que se comporte en el sistema AC. Los estudios eléctricos permiten diseñar y verificar que la convertidora HVDC se comportará adecuadamente”, finalizó Olguín.

Por Felipe Andrews, Best Energy

Durante los días 15 y 16 de diciembre 2020, CIGRE Chile realizó una jornada técnica vía Zoom denominada “Desafíos del Proyecto HVDC Kimal Lo Aguirre”. La oportunidad de debatir sobre este tema en CIGRE Chile, se enmarca en la próxima construcción de la primera línea de transmisión en corriente continua en alta tensión en Chile, la que presenta importantes y novísimos desafíos técnicos, además de una enorme oportunidad de desarrollo y nuevas especialidades en el ámbito de la transmisión eléctrica. Inició la conversación John Graham, secretario del Working Group que dio origen al Technical Brochure 388 (Impacts of HVDC lines on the Economics of HVDC Projects) de CIGRE Internacional. Cabe destacar que este documento está siendo considerado como una referencia importante en el desarrollo de esta primera línea de transmisión HVDC en Chile. Su relato integró experiencias y recomendaciones asociadas al diseño de torres, derechos de paso, aislación, efectos corona y otros aspectos centrales para la ingeniería de la línea. Asimismo, comentó aspectos asociados al diseño de una línea bipolar con DMR (Dedicated Metallic Return) de las cuales, hasta la fecha, solo existen 4 casos en el mundo. Según Graham, este proyecto permitirá implementar y contar con ingeniería de punta en beneficio del país, que facilitará el uso de energías renovables y posibilitará avanzar en nuestro proceso de descarbonización con una operación capaz de responder a los grados de flexibilidad requeridos y con altos estándares de seguridad.

Por su parte, Marcos Czernorouki de ABB comentó sobre la importancia de los transformadores y aspectos relacionados con tamaño, diseño, confiabilidad y transporte, entre otros, que presentan un desafío logístico importantísimo por la envergadura que reviste esta infraestructura, tal como se ha registrado en aquellos proyectos de clase mundial como Itaipú y Río Madeiras.  De acuerdo a Czernorouki, el diseño debe considerar importantes efectos como es el caso de armónicos de corriente y tensión, corrientes continuas en el devanado, campos eléctricos en la aislación de sobrecargas y una operación con alto consumo de reactivos.  Naturalmente las pruebas de rutina, pruebas tipo y pruebas especiales, además de las de recepción, serán un gran desafío para las fábricas tal como el proceso de puesta en servicio, remarcó el representante de ABB.

En tanto, el Dr. Volker Hussennether, de amplia experiencia en investigación en HVDC en transmisión y distribución, responsable de la publicación del Technical Brochure 301 2019 (HVDC Design Aspects for DC Circuits with Dedicated Metallic Return using DC Overhead Lines), e ingeniero Líder Global de SIEMENS en HVDC, abordó precisamente la experiencia aplicada a líneas de transmisión HVDC con retorno metálico en el caso de Lo Aguirre, comentando las implicancias de una operación con energía renovable y mostrando los efectos de acoplamientos de voltaje, presencia de armónicos y resonancias, todo lo cual requiere del desarrollo de estudios especiales para responder a una operación con creciente base renovable.

Por su parte, las recomendaciones presentadas por André Balzi, responsable de desarrollo para proyectos HVDC y FACTS de GE para Latinoamérica, se orientaron al importante trabajo de especificaciones con el objeto de contar con un alto grado de seguridad y confiabilidad. Así, mencionó como puntos de atención las consideraciones relacionadas con la dirección de la potencia versus la potencia nominal, sobrecargas de potencia y corriente, variaciones de tensión, intercambio de potencia reactiva, secuencia negativa, ruido (contaminación) audible y factor de potencia, entre otros, en ejemplos aplicados a proyectos reales como en el caso de Río Madeira.

Cerró la conversación Katherine Sidwall, experta en simulación en tiempo real para proyectos HVDC, especialidad que permite un alto grado de análisis en el comportamiento del sistema y con ello anticipar necesidades de estabilidad para enfrentar condiciones transitorias, muchas de ellas mencionadas previamente por los demás panelistas.  Según Sidwall, la posibilidad de crear una gran cantidad de modelos, además de contar ya con otros utilizados en proyectos de clase mundial, permite simular diversos escenarios con el objetivo de anticipar diversas condiciones de calidad de servicio y ofrecer la seguridad requerida para el tipo de operación que exige una generación variable y el consumo de diversos sectores industriales.

Dentro de los objetivos de Saesa a mediano plazo está mejorar la calidad de servicio en transmisión (Plan SAIDI cero al año 2023 en Tx), “lo que se traduce en acciones concretas como disminuir las fallas de responsabilidad de la compañía y las desconexiones programadas a través de nuestro equipo de líneas energizadas”, señaló Marcelo Matus, gerente de transmisión Grupo Saesa.

Este plan contempla una serie de iniciativas dentro de las cuales se destaca el desarrollo y utilización de herramientas informáticas, innovación e incorporación de tecnología en los diferentes procesos y el avance en la gestión de activos, para finalmente lograr la certificación.

En términos del uso de tecnologías para una mejor gestión, “destacamos el Sistema de Información (Centrality) que nos entrega datos consistentes y de calidad, como asimismo, el desarrollo de sistemas y procesos para convertir la información en conocimiento para generar valor”, comentó.

Por otro lado, según el ejecutivo, la funcionalidad de SCADA les permite la supervisión y control del proceso, evento, alarma y tendencia al bloqueo manual y reporte de medición, análisis de contingencias, simulador de entrenamiento, Ciber Seguridad y reportabilidad, entre otros.

Otra área que a la compañía le interesa potenciar es la innovación en subestaciones a través del monitoreo en línea de los transformadores. Esto permite un diagnóstico oportuno para tomar acciones preventivas, evitar fallas catastróficas, alargar la vida útil de los equipos, reducir los costos de mantenimiento al disminuir pruebas adicionales y disponer de información en tiempo real del estado del equipo, evitando viajes y servicios de terceros.

Durante 2020, comentó Matus, se implementará el Sistema Optelos como gestor documental de inspecciones, con inteligencia artificial (en proceso), que aumentará la velocidad de procesamiento de grandes volúmenes de información y la confiabilidad de los análisis. Esto partió el año 2017 oportunidad en que se centraliza el análisis de las inspecciones, mientras que el 2018 se licitó el uso de drones para la inspección de líneas de transmisión. “Esto ha permitido que anualmente se inspeccionen aproximadamente 1.500 km con una periodicidad de 2 veces al año. Lo que nos llevó a adquirir drones para cada zonal, que se utilizan en contingencias e inspecciones adicionales”.

Por otra parte, se ha puesto énfasis en la modernización del Centro de Control de Transmisión (CCT), transformándolo en un centro de operaciones especializado, que implica la capacitación especializada en subestaciones digitales, incentivar la innovación y la tecnología, la capacitación en técnicas de líneas energizadas, un plan de Gestión del Cambio y la optimización de procesos y robotización, entre otros.

“Otro de los temas que nos tiene motivados es la Certificación ISO 55.001, donde los propietarios u operadores de las instalaciones de producción, transformación, transporte, prestación de servicios complementarios, sistemas de almacenamiento y distribución de energía eléctrica, deberán contar con un Sistema de Gestión de Integridad de Instalaciones Eléctricas (SGIIE), para gestionar las etapas del ciclo de vida de estas últimas”, explicó Matus.

Esto significa que deberán realizar un diagnóstico inicial para establecer el nivel de madurez o grado de cumplimiento respecto de los requerimientos de la norma NCh-ISO 55001. Basado en el resultado del diagnóstico, se confeccionará un plan de implementación para el SGIIE, el cual deberá indicar para cada uno de los requerimientos de la norma el nivel de madurez, hallazgos detectados, responsables, fechas de inicio y término, recursos y las acciones necesarias para dar cumplimiento a cada uno de los requerimientos.

“Para eso, nos comprometemos a realizar una auditoría externa al SGIIE cada 3 años para determinar el nivel de cumplimiento de los requisitos y el nivel de madurez de la organización respecto de los requisitos de la norma NCh-ISO 55001. Esta auditoría es independiente de las autoevaluaciones anuales o de otras auditorías que realizamos como empresa por iniciativa propia”, finalizó.