Rob Stephen, Presidente mundial de CIGRE, informó durante el mes de enero que la definición del Plan de Desarrollo Estratégico ha concluido, dando por finalizado el debate sobre el propósito, la misión y la visión de CIGRE. El Propósito (por qué existimos) se definió como “To foster engagement and knowledge sharing among power system professionals globally to enable sustainable provision of electricity for all”: Fomentar el compromiso y conocimiento compartido globalmente entre los profesionales de los sistemas eléctricos de potencia para permitir el suministro sustentable de electricidad para todos. Por su lado, la misión ha sido depurada y acortada para permitir su traducción en diferentes lenguajes. Así, la Misión (qué hacemos) es “We contribute to the betterment of power systems by enhancing the expertise of the people within it”: Contribuímos al progreso de los sistemas de potencia fortaleciendo el conocimiento de las personas. En tanto, la Visión (dónde aspiramos a estar) ha sido simplificada a “To be universally recognised as the leading global organisation for all aspects of electric power systems”: Ser reconocida universalmente como la organización global líder en todos los aspectos de los sistemas eléctricos de potencia.

Como cada año, el Comité Chileno de CIGRE ha planificado sus actividades que engloban las principales temáticas que hoy son relevantes para el sector eléctrico. Por ello, cada encuentro se convierte en un escenario donde se traspasan conocimientos, se reúnen los actores principales y se establecen diálogos con la autoridad. No puedes perderte esta oportunidad. A continuación el calendario para que consideres temas y reserves desde ya el día.

1. Seminario: Planificación Energética y de Expansión de la Transmisión (PET). Fecha: 16 de abril 2018
Metodologías y criterios en la Planificación Energética de Largo Plazo y en la Planificación de Expansión de la Transmisión, con aspectos teóricos y prácticos. Desarrollo de interconexiones y tecnologías (ej. HVDC). Injerencia del Coordinador en materias técnicas vinculadas con una mirada de largo plazo (30 años).

2. Tutorial: Diseño de Líneas de Transmisión. Fecha: Junio 2018
Experiencia en diseño eléctrico y mecánico de líneas de transmisión (cuadro de cargas, cómo entenderlo, qué significa, etc.) incluyendo aspectos singulares como los desafíos que presentan los trazados en la alta montaña o los grandes cruces.

3. Tutorial: Propuesta Norma Sísmica para instalaciones del Sistema de Transmisión. Fecha: 23 Julio 2018
Después de un año de trabajo, este Grupo de Trabajo temporal, presentará el informe desarrollado internamente (sub grupo civil y eléctrico). El mismo será entregado oficialmente a la división de normas de la CNE para que su contenido sirva como referencia para un cuerpo normativo.

4. Seminario: Desafíos de las Redes Inteligentes: generación distribuida, almacenamiento de energía y ciberseguridad. Fecha: 6 agosto 2018
Las redes que conforman los sistemas eléctricos de potencia se vuelven cada vez más complejas debido a la incorporación de la generación distribuida y el almacenamiento de energía. Ello ha implicado la adición de sistemas inteligentes que permitan controlar las redes y sus servicios complementarios. Lo anterior a su vez genera nuevos desafíos con respecto a la seguridad de la infraestructura crítica (ciberseguridad) en la operación.

5. Tutorial: Norma Técnica PMGD. Fecha: 10 septiembre 2018
Presentar el resultado del grupo que desarrolló la propuesta de norma PMGD. CNE actualizará reglamento en el segundo trimestre de 2018.

6. Seminario: Cambios en la Regulación Eléctrica de Transmisión y Distribución. Fecha: 1 octubre 2018
Analizar y discutir los cambios que pretende introducir el proyecto de Ley de Distribución, así como conocer los nuevos reglamentos de la Ley en los aspectos de transmisión y los anexos de la Norma Técnica y los Servicios Complementarios.

7. Segundo encuentro para la industria de los PMGD – Procesos de conexión y operación, próximos desafíos técnicos. Fecha: Puerto Varas, Octubre 2018

8. Jornada técnica: Integración de la Experiencia y Mejoras de Acceso Abierto al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Fecha: 12 noviembre 2018
Presentar los nuevos procedimientos de interconexión de instalaciones al SEN, actividades, documentos, estudios, plazos, etc.

Imaginada, estudiada e incipientemente diseñada ya en el siglo pasado, la interconexión fue uno de los momentos del sector eléctrico más esperados de 2017. La empresa Transmisora Eléctrica del Norte, TEN, logró conectar las dos carreteras de la electricidad, SIC y SING, y unir a Chile en un solo sistema eléctrico integrado desde Arica a Chiloé. Así, TEN “aporta beneficio al sistema todos los días porque durante el día trasmite energía de la región de Atacama hacia el Norte, que antes quedaba estancada, y durante la noche transporta energía del Norte hacia el Sur y en ambos casos, a precios más económicos que antes”, afirmó su gerente general, Gabriel Marcuz.

Esta magnífica obra es una línea de 600  kilómetros que tiene más de 500 torres de más de 80 metros de altura. No existe otro trazado con la singularidad de esta línea en Chile, es el más extenso en 500 kV y con las torres más altas del país. Fueron 2 años y medio de construcción, 1.400 torres, 15.000 kilómetros de cable conductor (la distancia de Chile a Dubaí), más de 100 puntos de trabajo simultáneos, más de 5.000 trabajadores y 5.000 contenedores traídos principalmente de China. Hubo pruebas en Francia, República Checa, Italia, Brasil, Finlandia y China. “El diseño de los prototipos fue realizado acá, supervisado y revisado en distintos lugares y con suministros chinos. Fue probado en China y armado en Chile in situ”, comentó Marcuz.

A diferencia de otros proyectos eléctricos, TEN no tuvo los problemas de oposición que otros presentaron en su construcción. Ubicado en una zona desértica, inhóspita, con poca población, la línea fue un pequeño milagro para las 5 comunas que atraviesa en 2 regiones. La política del buen vecino que promueve TEN posibilitó, por ejemplo, la reconstrucción del estadio cubierto de Diego de Almagro destruido tras el aluvión de 2015, la restauración de espacios verdes en Copiapó, la implementación de la primera semaforización en Mejillones -que en palabras de su alcalde pasó así de ser un pueblo a convertirse en una ciudad- y el establecimiento de fondos concursables en Diego de Almagro de apoyo al deporte y la cultura que totalizan 30 emprendimientos por año, entre muchas otras iniciativas. “Tuvimos una actitud proactiva, nos acercamos rápidamente. Tenemos gente específica dedicada al relacionamiento con la comunidad pero además la compañía tiene una vocación fuerte de ser un buen vecino porque nos vamos a quedar en la comunidad por 30 años. A lo largo de estos 2 años y medio de construcción TEN no tuvo ninguna mención negativa en la prensa”, destacó Marcuz.

En lo relativo a las servidumbres, tampoco tuvieron grandes dificultades puesto que a lo largo del trazado el 90% del terreno es de propiedad de Bienes Nacionales y los propietarios privados son sólo alrededor de 30. Sí tuvieron que lidiar con pedimentos mineros y establecer más de 100 convenios con otras líneas, acueductos, infraestructura vial y trazas de ferrocarril. Lo característico de este trazado fue el descubrimiento de más de 1.000 hallazgos arqueológicos. “Hubo que cambiar ubicación y tipo de torres para ir adecuando el trazado a las restricciones arqueológicas. Se preservó vía la demarcación y cercamiento de la zona. Fueron más de 1.000 informes derivados al Consejo de Monumentos Nacionales”, comentó.

Otro tema medioambiental importante que tuvieron que enfrentar fueron los escurrimientos superficiales puesto que es una zona sensible hidrológicamente y se debió estudiar bien donde se ubicaba cada una de estas torres para que no interfiriera con el escurrimiento natural de aguas lluvia.

El 21 de noviembre de 2017 fue la fecha de la unión SIC-SING. Aquel proyecto que emergió de la entonces Endesa y que ahora consolida en una sola carretera la electricidad que recorre el país, tan larga y angosta como la propia figura del territorio nacional. La operación real aquel día, que marcará, sin duda, un gran hito en la industria eléctrica, superó el “desafío de energizar equipos que tienen una capacidad de 750 MVA, que en el SING nunca se había hecho. Esto, sin duda, es un reto, pues los reactores son de un tamaño que no hay en el sistema eléctrico, por lo que hicimos todos los estudios y verificaciones con las consultoras más renombradas, siendo revisados por el Coordinador Eléctrico Nacional, además de haber hecho todos los estudios de protecciones para descartar inconvenientes”, concluyó.

El Sistema cuenta, a lo largo de sus 600 kilómetros, con 12 estaciones de monitoreo tipo DLR, las que habitualmente son llamadas Power Donuts. Estas estaciones son el aspecto más novedoso y se encuentran en el cable conductor, lo que permite la obtención de información, en tiempo real, respecto de la operación del sistema y condiciones como temperatura, corriente, voltaje, entre otras. Esta información es transmitida, mediante el cable de guardia, con fibras ópticas de la propia línea, hacia al Centro de Control del Sistema y al CEN que podrá realizar los ajustes necesarios para maximizar la transmisión del sistema.Este sistema de transmisión es un sistema autocompensado, lo que significa que cuenta con bancos de compensación reactiva y capacitiva (compensación serie) de operación automática. Esto, sin duda, entrega mayor solidez ya que implica una operación más segura ante eventuales cambios de configuración de los sistemas.Los bancos de transformadores monofásicos cuentan con un equipo de reserva que se activa automáticamente ante una posible falla o debido a un mantenimiento. Asimismo, consideran un sistema de regulación de tensión y paralelismo de las unidades monofásicas.
La tecnología utilizada en los interruptores responde al tipo SF6, mando sincronizado de última generación mediante medición de flujo, resistencia de pre-inserción y capacidad de TRV para 800 kV.
El Sistema de Control y Protección tiene una arquitectura de comunicaciones IEC 61850 y comunicación a los siguientes niveles con estándar IEC 104. Por último, las líneas de transmisión cuentan con sistemas de protección duplicados que operan de forma paralela y con diferente algoritmo.

DATOS GENERALES DEL PROYECTO

Línea: doble circuito 500 kV, 1.500 MW

Extensión: 600 km

Subestaciones: 4

Inversión: 860 millones de dólares aproximadamente

Total trabajadores: 5.000

Horas hombre: 13 millones

CIFRAS LÍNEA DE TRANSMISIÓN

Torres: 1.350

Altura máxima: 80 mts

Km Cable conductor: 15.000

Estructuras montadas (línea de transmisión): 42.500 Tons

CIFRAS SUBESTACIONES

300 tableros eléctricos

250 mil m3 de movimiento de suelo

985 equipos de patio

7 autotransformadores 220/500 kV

36 reactores

Los desafíos han sido muchos. El compromiso también.

Cuando el día 21 de noviembre de 2018 finalmente los dos sistemas eléctricos – de la zona centro sur del país (SIC) y del norte grande (SING) – se interconectaron dando vida a un único sistema de alcance nacional, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), pasó por la mente de todos los que trabajaron directamente en el proyecto el largo camino recorrido.

Es bueno recordar que la concreción de este proyecto requirió la participación de muchas entidades. En primer lugar, las autoridades del sector, que crearon las condiciones regulatorias para que los privados pudieran realizarlo y ayudaron permanentemente para resolver los obstáculos que iban apareciendo en el camino. En segundo lugar, las empresas que creyeron posible hacerlo y que asumieron la construcción de las distintas partes. En tercer lugar, el Coordinador, que trabajó en estrecho contacto con las empresas y la autoridad para programar y controlar que las actividades que cada parte debía hacer avanzaran según el programa y que cumplieran con todas las condiciones técnicas para que la unión se hiciera en forma segura.

En cuanto al Coordinador, nos acordamos de tantos estudios. Cientos de reuniones de coordinación. Capacitaciones. Sólo por nombrar algunos de los muchos aspectos que hubo de realizar para llegar a ese día. Aprovecho de destacar el gran compromiso del equipo durante todo este proceso, siempre hubo muy buena disposición para avanzar hacia el logro del objetivo final, con una dedicación que muchas veces fue más allá de las jornadas habituales de trabajo. Vamos por parte.

El trabajo se inició tempranamente. Durante el año 2016 se comenzó la labor en torno a dos ejes claves: uno fue el técnico y otro el de gestión de cambio. A través del primero se llevó adelante una serie de estudios orientados a analizar y definir de mejor manera los criterios operacionales del nuevo sistema eléctrico nacional. Pero no sólo el aspecto operacional fue contemplado, también lo fue lo relativo al mercado, la planificación, la tecnología, etc.

Algunos de estos estudios fueron: estabilidad dinámica, ajustes de PSS, control de frecuencia, análisis de falla de severidad mayor, estudios de energización, estudios de cortocircuitos, estudios de TRV, etc. Además de todos los estudios de impacto entregados por los coordinados respectivos.

En materia de capacitación, la inversión fue potente e intensa. Había que estar preparado y para hacerlo se desarrolló un plan de entrenamiento teórico y práctico que implicó más de mil horas al mes (por casi 12 meses) para el equipo de los despachadores, lo que contempló entre otras, simulaciones de la operación del sistema en condiciones normales y frente a contingencias, mediante el OTS del SCADA. El resultado está a la vista. No sólo al momento de interconectar los sistemas, sino en la operación sostenida hasta ahora.

La comunicación con las empresas, las autoridades y el Coordinador fueron llevadas a cabo a través del Comité de Interconexión, instancia que permitió realizar el seguimiento y detectar oportunamente ajustes en el plan de acción.

Por ello, la primera etapa del Sistema Eléctrico Nacional nos permite hacer un balance positivo. Se han interconectado las obras y proyectos de transmisión de manera oportuna y en condiciones seguras. Hemos sorteado exitosamente las contingencias presentadas.

Pero como organismo sabíamos que esto no terminaba con la interconexión misma, al contrario, comenzaba. En consecuencia, con ello tenemos una batería de desafíos importantes en materia de revisión y aprobación de gran volumen de estudios y antecedentes técnicos de los proyectos. Por otra parte, continuamos definiendo políticas y criterios de operación y estamos homologando los procesos de todas las plataformas que debe administrar el Coordinador.

Nuestro foco ha estado puesto en garantizar la continuidad operacional del SEN, en lograr la interconexión de los sistemas SIC y SING en forma impecable, en desarrollar los estudios de planificación del nuevo gran sistema de transmisión e iniciar los procesos de licitación de obras nuevas y de ampliación -nacionales y zonales- para la expansión del sistema de transmisión, entre otros.

Como decíamos al inicio: Los desafíos han sido muchos. El compromiso también.

Ernesto Huber es Gerente de Operación del Coordinador Eléctrico Nacional.