Prácticamente en un mes más se realizará el XVIII Encuentro Regional Iberoamericano de CIGRE (ERIAC), desde el 19 al 23 de mayo en Foz de Iguazú, Brasil. Este encuentro es conocido como la versión iberoamericana de la Bienal de París y se realiza también cada 2 años, desde 1987, en el área de Iguazú. Se presentarán y discutirán trabajos técnicos o papers en las 16 Sesiones Técnicas Plenarias programadas -una por cada Comité de Estudio de CIGRE-, se efectuarán visitas técnicas y se llevará a cabo una exposición técnica comercial. En la organización del ERIAC colaboran además de Argentina, Brasil y Paraguay, otros seis Comités Nacionales Iberoamericanos de CIGRE: Andino (Bolivia, Ecuador y Perú), Colombia, Chile, España, México y Portugal. En las Sesiones Técnicas Plenarias participarán 8 representantes chilenos quienes expondrán sus respectivos papers. A continuación sus nombres y títulos de los trabajos:

Por Patricia Darez, Manager Director, 350renewables

Chile es un país rico en recursos renovables de generación y afortunadamente hoy estamos viviendo un saludable cambio de foco de una matriz termo-hídrica a una renovable con gran aporte solar. El futuro, sin duda, es descarbonizado, digital y descentralizado. En este escenario, las renovables jugarán un rol cada vez mayor en la generación eléctrica ya que son clave en la descarbonización.

No obstante, en el país el aprovechamiento del enorme potencial de generación renovable se ha visto limitado por la velocidad en el desarrollo e implementación de los proyectos de transmisión. Es así como hemos sido testigos del vertimiento de aproximadamente 550 GWh de generación renovable en el norte debido a los retrasos asociados a la línea Cardones-Polpaico. Esta situación, además de las evidentes pérdidas económicas para algunas empresas, también significa más generación fósil, más contaminación y más emisiones de CO₂.

En enero de este año, la CNE consiguió la aprobación de la línea de alto voltaje en corriente continua (HVDC) en el Plan de Expansión de la Transmisión. La línea HVDC contaría con 1.500 km y permitirá el intercambio de energía solar del norte con hidráulica y eólica del sur disminuyendo el costo de operación del sistema. Desde el punto de vista meramente técnico existe amplio consenso de las ventajas que podría representar para el sistema esta nueva interconexión: mayor flexibilidad y estabilidad del sistema, pérdidas eléctricas comparablemente menores a un enlace en corriente alterna (especialmente teniendo en consideración la geografía del país) y una seductora capacidad de transmisión de casi 3.000 MW, la cual viabilizará la evacuación de la generación de proyectos de Energías Renovables no Convencionales (ERNC).

Este nuevo enlace será un gran avance en la descarbonización de nuestra matriz energética y un aporte importante a la infraestructura necesaria para el desarrollo del país. Solo se puede pedir que en la implementación de esta nueva línea se incorporen las lecciones, que ojalá hayan sido aprendidas por los diferentes actores tanto públicos como privados, del proyecto de transmisión Cardones-Polpaico para evitar retrasos y conflictos similares.

Por Gabriel Olguín, Director CIGRE Chile.

La transmisión en corriente continua, HVDC, es especialmente atractiva para transmitir grandes bloques de potencia eléctrica sobre grandes distancias. La misma mirada tiene la Comisión Nacional de Energía que aprobó una línea de transmisión HVDC de al menos 2000 MW, 1500 km Kimal-Lo Aguirre.

El proyecto tendrá un plazo constructivo de cerca de 84 meses a contar de la fecha de licitación y se prevé que la entrada en operación de la línea sea 2029 ó 2030. De este modo, en los próximos 2 a 3 años deben abordarse aspectos claves del proyecto como son el trazado, la evaluación estratégica ambiental y los estudios eléctricos y de ingeniería para las especificaciones técnicas. Debido a que es un proyecto de larga maduración y concreción, el regulador dejó abierta la posibilidad de aumentar la capacidad de transporte, el voltaje de transmisión, incluir un tercer terminal y la tecnología de conversión.

HVDC es una opción tecnológica para transmitir potencia eléctrica. La transmisión se efectúa en corriente directa (DC) para aprovechar ciertas ventajas respecto de la transmisión en corriente alterna (AC), como son los menores costos por unidad de longitud de la línea de transmisión HVDC, la mayor capacidad y las menores pérdidas de transmisión, entre otras.

Existen dos principios fundamentales de conversión AC a DC que dan origen a dos tecnologías de HVDC. Estas tecnologías son HVDC LCC (del inglés Line Commutated Converter) y HVDC de conmutación forzada o HVDC VSC (del inglés Voltage Sourced Converter). La línea HVDC Kimal – Lo Aguirre utilizará cualquiera de estas tecnologías. 

HVDC LCC funciona gracias a la conmutación natural o por la línea de válvulas de tiristores producida por la tensión alterna del sistema AC en cada terminal del enlace. El control digital de la convertidora HVDC LCC puede retrasar el disparo de las válvulas, lo que permite controlar la tensión de transmisión DC y consecuentemente la potencia eléctrica que se transmite en el enlace.  El tiristor es el alma del convertidor LCC y su rápido desarrollo, junto con los avances en aislamiento dieléctrico en DC y control digital, han permitido a la tecnología HVDC LCC alcanzar el increíble récord de transmisión potencia de 12.000 MW y 3.400 km en una línea bipolar de +/-1.100 kV en el proyecto Changji-Guquan, China. La madurez y confiabilidad de la tecnología HVDC LCC queda comprobada con más de una centena de proyectos de transmisión con líneas aéreas, submarinas y soterradas. Sin embargo, HVDC LCC presenta ciertas características de operación que debemos conocer para seleccionar la tecnología HVDC más adecuada a nuestra aplicación.  

En primer lugar, HVDC LCC no puede energizar una red pasiva pues requiere un sistema de potencia AC fuerte, en cada terminal de la línea, de tal modo que la tensión AC produzca la correcta y continua conmutación de las válvulas de tiristores. Una convertidora HVDC en un punto débil de la red es propensa a fallas de conmutación que se traducen en perturbaciones en el sistema AC. Si el sistema es débil, se requieren algunas soluciones adicionales para viabilizar la operación segura y confiable de las convertidoras HVDC LCC tales como condensadores sincrónicos que aumenten el nivel de cortocircuito en la barra AC o compensación serie en la convertidora.

La conmutación continua de las válvulas de tiristores produce consumo de corriente no senoidal en ambos terminales AC. Esto se manifiesta en el sistema AC con corrientes armónicas, las cuales deben ser eliminadas para evitar la distorsión del voltaje AC y su efecto nocivo en cargas y equipos del sistema de potencia mediante filtros AC que proveen un camino de baja impedancia a tierra.

Otra característica de las convertidoras HVDC LCC es la demanda de potencia reactiva. Una convertidora HVDC LCC requiere entre el 50% y 60% de potencia reactiva. Además, el consumo de potencia reactiva cambia con el punto de operación, por lo que se debe disponer de equipos de maniobra para conectar y desconectar filtros y compensadores de potencia reactiva conforme sea necesario. Un enlace HVDC de 1.000 MW requerirá cerca de 500 MVAr en cada estación convertidora terminal. El intercambio de potencia reactiva con el sistema AC debe ser tal que no produzca variaciones significativas de la tensión AC.

Por otra parte, la tecnología HVDC VSC o de convertidor fuente de tensión es más reciente. HVDC VSC funciona con válvulas de semiconductores de conmutación forzada, esto es, con capacidad de cierre y apertura como son los IGBTs.  Estos semiconductores pueden ser conmutados y controlados mediante señales de baja potencia para comportarse como interruptores de potencia de alta velocidad. El principio fundamental de la tecnología convertidora VSC es la creación de una tensión senoidal AC de magnitud y fase controlable, lo que permite controlar potencia activa y reactiva en cada terminal VSC. Existen varias implementaciones de convertidores VSC. Los más recientes se basan en el concepto de convertidores modulares multinivel MMC. Los convertidores MMC crean la tensión senoidal en escalones, sumando aportes de tensión de submódulos convertidores conectados en serie.   

Las soluciones HVDC VSC son algo más caras que las HVDC LCC, sin embargo, hay ciertas características notables de la tecnología HVDC VSC respecto de HVDC LCC que vale la pena mencionar. HVDC VSC puede energizar una red pasiva o débil. Gracias a la capacidad de los semiconductores, HVDC VSC no requiere de una red AC fuerte para conmutar las válvulas. Otro aspecto de HVDC VSC es que no requiere de compensación de reactivos en la estación. La convertidora HVDC VSC puede inyectar o absorber potencia reactiva y con ello controlar la tensión AC. HVDC VSC no requiere de grandes filtros AC y eventualmente no requiere de filtro alguno. 

HVDC VSC es la tecnología preferible para sistemas multiterminales. La estrategia de control de los enlaces HVDC VSC es más apropiada para enlaces multiterminales por lo que existe consenso que en el futuro los enlaces HVDC multiterminal optarán por VSC. Por otra parte, las convertidoras VSC no tienen capacidad de sobrecarga y sus pérdidas son algo mayores que en LCC. Además, HVDC VSC es ideal para el uso con cables aislados donde las fallas en la línea DC son poco frecuentes. La aplicación de HVDC VSC en líneas aéreas presenta desafíos asociados al despeje efectivo y rápido de fallas en la línea DC.

El proyecto línea de transmisión HVDC de 1.500 km Kimal-Lo Aguirre requiere de diversas definiciones, incluyendo la tecnología de conversión y la eventual necesidad de un tercer terminal. Cualquiera sea la tecnología, las decisiones deben ser tomadas con información suficiente, por lo que resulta necesario realizar estudios eléctricos y de ingeniería que permitan comparar aspectos de desempeño, inversión y operación de cada opción tecnológica. En este sentido, y con el objeto de construir capacidades para el desarrollo de proyectos HVDC, el Comité de Estudio B4 de CIGRE Chile ha programado para el 22 de abril de 2019, el tutorial HVDC donde expertos internacionales y locales presentarán aspectos fundamentales de las tecnologías HVDC y sus impactos en los sistemas de potencia.