Revista ELECTRICIDAD 213 Diciembre 2017 by Editec

DICIEMBRE

213 2017 | Año 26

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Interconexión eléctrica El comienzo de una nueva era El futuro de los sistemas eléctricos medianos

Los planes de Enap para fomentar el uso de GNL

Planta fotovoltaica en operación más grande de América Latina en imágenes

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Sumario

Reportaje Gráfico

Reportaje Central

Interconexión eléctrica El comienzo de una nueva era

Foto: Gentileza TEN

Foto: Gentileza Acciona.

Se inaugura la planta fotovoltaica en operación más grande de América Latina

4 Editorial

3 10

Aceites vegetales y minerales en base a gas natural marcan

Entrevista Central Humberto Espejo, gerente de Trading y Comercialización de Enel Generación Chile

innovación en transformadores

Energía El futuro de los sistemas eléctricos medianos

Eletrans está interesado en participar en las licitaciones

de transmisión troncal

Columna de Opinión Eduardo Escalona, socio a cargo de Energía y Mercados Regulados en Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría.

Escenario Energético

Energía

Energía Los planes de Enap para fomentar el uso de GNL a futuro

Energía Expansión de la transmisión abre nuevas oportunidades a pymes de ingeniería

42 20

Informe Técnico

Informe Técnico Nuevo reglamento contempla estándares internacionales de seguridad en subestaciones

DICIEMBRE

213

Energía

Capacidad instalada de la hidroelectricidad llegará a 8.000 MW a 2020 Energía El impulso de la Fórmula E a la industria eléctrica Empresas Entrevista a Rainer Schröer, director del Programa 4e de GIZ Chile Mercado Eléctrico

Nº 213 | DICIEMBRE 2017 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641

2017 | Año 26

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Consejo Editorial:

REVISTA ELECTRICIDAD | AÑO 26 | DICIEMBRE 2017

213

Interconexión eléctrica El comienzo de una nueva era El futuro de los sistemas eléctricos medianos

Los planes de Enap para fomentar el uso de GNL

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Subestación Los Changos.

Foto: Gentileza TEN.

Planta fotovoltaica en operación más grande de América Latina en imágenes

• Francisco Aguirre

• José Tomás Morel

• Juan Carlos Araneda

• David Noe

• Javier Bustos

• Claudio Roa

• Ramón Galaz

• Juan Pablo Schaeffer

• Daniel Gómez

• Rainer Schröer

• Claudio Helfmann

• Claudio Seebach

• Germán Henríquez

• Rosa Serrano

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Periodista: Roberto Valencia Fotografías: Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD

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Editorial

Los pasos que vienen en transmisión luego de la interconexión SIC-SING LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA entre el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) ya es una realidad, siendo el punto de partida para un nuevo desarrollo del sistema de transmisión del país, desde Arica hasta Chiloé. Tras este hito histórico aún quedan algunos puntos por dilucidar en el debate al interior de la industria.

sistema, bajo la Ley de Transmisión, vigente desde 2016. En este sentido, analistas del sector comentan que se requiere la definición de los criterios que se establecerán en el reglamento sobre la materia, puesto que –a falta de este documento− la Comisión Nacional de Energía (CNE) sería la encargada de establecer, vía una resolución exenta, los aspectos metodológicos a ser considerados en la planificación.

Un primer punto a considerar son las inversiones en transmisión. Según los datos del Ministerio de Energía, En el sector privado esperan que este proceso, debido a su a octubre de este año la movilización de recursos totaliza relevancia, sea transparente, claro y bien justificado, puesto que, dependiendo de US$2.520 millones, de los cómo se establezca, se cuales 95% (US$2.386 verá el real impacto que Analistas del sector comentan que se millones) son para líneas de tendrá sobre el sistema requiere la definición de los criterios transmisión, mientras que de estampillado, que que se establecerán en el reglamento el 5% (US$135 millones) supone el pago de la sobre la materia, puesto que –a falta de están destinados a la constransmisión por parte este documento− la Comisión Nacional trucción de subestaciones. de la demanda, espede Energía (CNE) sería la encargada de Durante 2018 se estima cíficamente los clientes establecer, vía una resolución exenta, que este escenario post libres del sector minero los aspectos metodológicos a ser interconexión profundizará e industrial. considerados en la planificación. las inversiones en el segEs así como el escenamento, si se toma en cuenrio post interconexión ta el Plan de Expansión de abre paso a una nueva etapa de modernización en el sisla Transmisión 2017-2018 que impulsa el Coordinador Eléctrico Nacional, donde se pretende licitar la construcción tema de transmisión, lo que involucrará altos niveles de y ampliación de 114 proyectos nacionales y zonales por un inversión en infraestructura que requieren de un adecuado respaldo legal para la planificación de la expansión de este total de US$1.150 millones. segmento en los próximos años, donde también la CNE Otro paso importante después del hito de la interconexión deberá definir la inclusión de nuevas tecnologías como –por son los siguientes procesos anuales de expansión del ejemplo− sistemas de almacenamiento a gran escala.

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Reportaje Central

Interconexión eléctrica El comienzo de una nueva era

Foto: Gentileza TEN.

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.

Vista de la línea TEN.

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Reportaje Central

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).

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

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.

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.

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.

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 CardonesPolpaico, 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

Implicancias De acuerdo a lo indicado a Revista ELECTRICIDAD 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 www.revistaelectricidad.cl | diciembre 2017 | Nº213

Informe Técnico Reportaje Central

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”.

Foto: Gentileza TEN.

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 la subestación Changos se realizó un reconocimiento a los trabajadores y especialistas involucrados en la interconexión SIC-SING.

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

Línea TEN en cifras •

• 600 kilómetros de tendido. • 15.000 kilómetros de cable conductor utilizados. • 5.000 contenedores movilizados desde distintas partes del mundo. • Cuatro subestaciones construidas. • Más de 5.000 trabajadores movilizados. • Más de 100 puntos de trabajo simultáneos durante la construcción de la línea de transmisión.

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”.

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”.

13 millones de horas hombre trabajadas.

• 1.350 torres de más de 80 metros de altura.

•

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”.

Más de 200 cruces con otras líneas eléctricas, rutas y vías férreas.

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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

Reportaje Central

Las 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

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”.

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”.

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,

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.

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.

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Techado de canchas de carbón de Central Termoeléctrica Bocamina

PARES&ALVAREZ DESARROLLA LA INGENIERÍA DE PROYECTO PIONERO DE ENEL GENERACIÓN CHILE PARES&ALVAREZ APORTÓ LA INGENIERÍA BÁSICA Y LA DE DETALLES DEL PROYECTO, QUE POSICIONA A BOCAMINA COMO LA PRIMERA CENTRAL DE SU TIPO EN CHILE EN CONTAR CON ESTE SISTEMA, ÚNICO EN LATINOAMÉRICA, BASADO EN LA CONSTRUCCIÓN DE DOMOS GEODÉSICOS.

n plena caleta Lo Rojas, en la comuna de Coronel, se ubica Bocamina, Central Termoeléctrica compuesta por dos unidades generadoras, cuya capacidad total alcanza los 478 MW de potencia instalada. Con el fin de elevar los estándares ambientales de la planta y a la vez cumplir con los compromisos suscritos en abril de 2015, fecha en que se aprobó la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto

Víctor Contreras y Andrés Jara, Gerente General y Gerente Comercial de Pares&Alvarez, respectivamente. de optimización de la central Bocamina II, Enel Generación Chile comenzó la ejecución de un plan de inversión cercano a los 200 millones de dólares. Dentro de este plan se consideró techar las

dos canchas en donde se acopia el carbón, combustible que permite la generación de la energía que produce la central. Para llevar a cabo esta labor, la compañía confió en Pares&Alvarez para el desarrollo de la ingeniería, y en Echeverría Izquierdo, para la construcción y el montaje. “Nosotros ejecutamos varias tareas dentro de este proyecto. Aportamos tanto con la ingeniería básica, como la de detalles. En Pares&Alvarez contábamos con experiencia previa en este tipo de tareas, pues hicimos la ingeniería para el domo de fino que se emplaza en la Planta de Sulfuros de Minera Centinela. Este tipo de soluciones puede implementarse en minería, energía y en cualquier otro rubro, ya que estos domos permiten cubrir superficies muy grandes, con geometría irregular y sin columnas intermedias”, señala Víctor Contreras, Gerente General de Pares&Alvarez. INNOVACIÓN Y PREOCUPACIÓN POR EL ENTORNO Con el término del techado de la cancha de carbón ubicada en el lado norte de la

P U B L I R R E P O RTA J E

planta, Bocamina no sólo se consolida como una de las centrales con los más altos estándares ambientales del país, sino que se posiciona como la primera central de su tipo en Chile en contar con este sistema. La construcción, única en Latinoamérica, se realizó mediante domos geodésicos, los cuales fueron suministrados por la empresa mexicana Geométrica. “Al momento de analizar cuál sería la forma del domo, decidimos que ésta se tenía que adaptar a la forma de la cancha existente, evitando interferencias con otras estructuras y edificios en operación, lo que significó el diseño y construcción de un freedome de más de dos hectáreas de superficie con una forma irregular. Pares&Alvarez es una empresa que nació en la Región del Biobío, razón por la que nos enorgullecemos de haber contribuido a la realización de este proyecto que, sin duda, mejora la calidad ambiental de su entorno”, afirma Eduardo Sepúlveda, Gerente de Ingeniería de Pares&Alvarez. “Lo que hemos realizado junto a Enel Generación tiene mucha importancia para el medio ambiente, pues permite una mejor gestión del manejo de carbón en canchas abiertas, lo que implica una mejora en la calidad de vida de las personas. Y también aporta a mejorar la estética del sector, ya que se cambia una pila de carbón por una estructura con desarrollo arquitectónico”, complementa Víctor Contreras. Las mejoras que se siguen implementando en Bocamina se alinean a la nueva visión de la generadora, la cual pone un fuerte acento en la sostenibilidad y en el desarrollo de una nueva relación con su entorno, tal como lo ratifica

Valter Moro, Gerente General de Enel Generación Chile: “Desde hace un tiempo estamos trabajando fuertemente con las comunidades y con nuestros vecinos, tanto en Coronel y en diversas zonas del país, porque vemos que a través de un trabajo conjunto y una mirada de valor compartido podemos conseguir positivos resultados. Esto, en paralelo con una operación impecable ambientalmente de nuestras centrales”. Las obras en Bocamina continúan su desarrollo, el techado de la cancha del lado sur se inició a comienzos de este año y se estima que la construcción finalizará durante el primer semestre de 2018.

LAS CIFRAS DEL TECHADO DE BOCAMINA • Inversión total Proyecto: 77 millones de Euros • Domo norte: 51 metros de alto, 203 metros de largo • 150.000 elementos componen la estructura del domo norte • Hasta 150.000 toneladas de carbón almacenará el domo norte • 2.300 toneladas pesa la estructura de ambos domos • Superficie total de ambos domos: 45.100 m2

EL NACIMIENTO DE UNA SOCIEDAD En 2006 se formó el Consorcio Echeverría Izquierdo-Pares&Alvarez, con el objetivo de abordar el proyecto EPC “Instalación de caldera en Refinería ENAP Aconcagua”. Éste fue el primer proyecto de muchos que ambas empresas realizaron como socias, lo

CONTACTO

que finalmente determinó que en 2010 se crease Echeverría Izquierdo Soluciones Industriales (EISI).

Cerro El Plomo 5630, Oficina 1501 (56) 2 27144000 Las Condes, Santiago

“Nosotros aportamos con nuestra expertise en ingeniería y proyectos, y Echeverría Izquierdo aporta con toda su experiencia en construcción y montaje. De esta forma, EISI toma lo mejor de ambas empresas y lo pone a disposición del cliente”, comenta Andrés Jara, Gerente Comercial de Pares&Alvarez. EISI cuenta además con importantes alianzas estratégicas con socios tecnológicos para abordar proyectos de alta complejidad. Dentro de sus proyectos realizados, se destacan: “Plantas de Lechada de Cal” para Codelco, “Línea de Chancado Secundario y Terciario de 20 ktpd” para Minera Centinela, y “Terminal de Recepción y Almacenamiento de Gas Licuado” para Oxiquim.

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Entrevista Central

POR ÚLTIMA LICITACIÓN ELÉCTRICA

Enel Generación Chile firmará en 2018 sus nuevos contratos con distribuidoras

Humberto Espejo, gerente de Trading y Comercialización de la empresa, detalla a Revista ELECTRICIDAD la forma en que se elaboraron las ofertas que dejaron a este actor como el principal ganador del proceso de este año. SALIR AL AIRE LIBRE, FUERA DE LA CIUDAD, es

Humberto Espejo, gerente de Trading y Comercialización de Enel Generación Chile.

el pasatiempo preferido de Humberto Espejo, gerente de Trading y Comercialización de Enel Generación Chile. “Disfruto mucho paseando con mi familia en ambientes naturales, subiendo cerros en parques nacionales”, confiesa a Revista ELECTRICIDAD.

Foto: Gentileza Enel Generación Chile.

Con esta misma energía el ejecutivo encabezó los equipos de trabajo que prepararon las ofertas con que la empresa se llevó el 54% de los 2.200 GWh contemplados en la reciente licitación de suministro para clientes libres, que comenzarán a ser suministrados desde 2024 por un periodo de 20 años.

Proceso ¿Cómo fue el proceso de trabajo que se hizo en Enel Generación Chile para adjudicarse la mayoría de los bloques de suministro en esta última licitación? Los plazos comprometidos obligaron a tener un trabajo que se llevó a cabo por un periodo prolongado, en que se prepararon las ofertas con estudios de mercado con mucha anticipación, lo que se realizó durante todo el año. La lógica de nuestras ofertas fue un trabajo de portafolio de proyectos que se apoyan en iniciativas 10

Nº213 | diciembre 2017 | www.revistaelectricidad.cl

Entrevista Central

renovables, pero que también se incorpora en un portfolio balanceado de oferta existente y compromisos.

¿Cómo se llega a un precio tan bajo como el de US$21 MWh en energía solar? Hay que tener claro que este es un precio de un producto muy específico demandado en un bloque horario específico, en un contrato a 20 años y con muchísima anticipación al 2024, lo que significa que a ese tipo de producto se le puede aplicar una tecnología particular, que está respaldada por proyectos concretos, que siguen bajando sus costos de producción. Eso no significa que el precio de la energía se pueda ofertar hoy a ese valor. ¿Qué es lo que viene ahora en el proceso licitatorio, una vez adjudicados los bloques? Hay un proceso bastante largo que tiene que ver con las boletas de garantías y las firmas de los contratos, pues las bases tienen un modelo que es un 90% del contrato final, que ahora hay que instrumentalizarlo con cada una de las distribuidora y eso demora varios meses, por lo que durante 2018 estarán firmados. ¿Qué evaluación hace de los bloques horarios contemplados en estos últimos procesos? Estos procesos regulados con diversos bloques, que permiten hacer ofertas focalizadas en ciertas horas, obligan a hacer un estudio detallado de lo que puede hacer la competencia y tener un parque amplio. Y esto fue justamente lo que nos permitió colocar la mejor oferta en

Foto: Gentileza Enel Generación Chile.

¿De qué forma se prepararon las ofertas? Durante tres meses de preparación consideramos una mezcla de tecnologías que tienen curvas diferentes y visualizamos todos los riesgos, porque somos muy cuidadosos de los compromisos. En este proceso participó un equipo multidisciplinario que se encargó de temas regulatorios, comerciales y de desarrollo de negocios.

Humberto Espejo celebra los resultados de adjudicación de las ofertas de la licitación eléctrica 2017 junto a Valter Moro, gerente general de Enel Generación Chile.

cada uno de los bloques. En mi opinión este diseño con bloque horario, que puede resultar muy atractivo, no tuvo el resultado esperado, porque las ofertas adjudicadas son casi todas de 24 horas o de bloques horarios ligados, lo que da cuenta de que todos los generadores son capaces de reproducir las condiciones de la demanda.

Transmisión Para sus ofertas, ¿consideraron los futuros escenarios de mayor capacidad en transmisión, debido a la nueva Ley? Efectivamente. Cuando se enfrenta una licitación con un horizonte de suministro de 20 años, que parte en 2024, se deben hacer los supuestos de las ampliaciones de transmisión que sean coherentes con las normativas que hay, y los procesos regulados de ampliación que existen. ¿Eso significa que también se contemplan los costos del estampillado? Se deben considerar todos los costos que se asumirán por tener este compromiso. Además de considerar la generación eléctrica presente, están los futuros costos que se enfrentarán. Bajo nuestra regulación actual, el hecho de que la transmisión esté considerada de cargo del cliente final, hace una diferencia respecto a los procesos que había antes de la modificación legal. www.revistaelectricidad.cl | diciembre 2017 | Nº213

Energía

Foto: Gentileza Ministerio de Bienes Nacionales.

Vista panorámica de los ríos en la Región de Aysén.

RADIOGRAFÍA AL SECTOR

El futuro de los sistemas eléctricos medianos LA MAYOR INCLUSIÓN de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) es el futuro escenario que miran los sistemas eléctricos medianos, ubicados en las zonas extremas del país, para desplazar a la actual generación de diésel, razón por la cual en los últimos años estos territorios han sido incluidos dentro de la política energética de largo plazo, contando con un reglamento y con una nueva tarificación y expansión ad portas, que elabora la Comisión Nacional de Energía (CNE). Esta es la visión entregada a Revista ELECTRICIDAD por parte de las autoridades y actores privados del sector energético, quienes señalan que las regiones australes de Aysén y Magallanes en los próximos años deben avanzar hacia matrices locales limpias de emisiones de carbono.

Qué son El territorio nacional se divide actualmente en tres partes: 1) Sistema Eléctrico Nacional (compuesto por los anteriores SIC y SING). 12

Nº213 | diciembre 2017 | www.revistaelectricidad.cl

El reemplazo del diésel por Energías Renovables No Convencionales (ERNC) es el principal desafío que tienen estas zonas geográficas que se caracterizan por estar en extremos dentro del territorio. Actualmente cuentan con un reglamento y la Comisión Nacional de Energía (CNE) alista una futura tarificación. 2) Sistemas medianos (que son nueve). 3) Sistemas aislados (contabilizados en 109). La Ley General de Servicios Eléctricos estipula que los sistemas medianos son aquellos que cuentan con una capacidad instalada de 1,5 a 200 MW y que operan en zonas alejadas de los sistemas interconectados (SIC y SING). Andrés Rebolledo, ministro de Energía, señala que existen los siguientes sistemas medianos: 1) Hornopirén. 2) Cochamó. 3) Palena. 4) Aysén.

Energía

5) Punta Arenas. 6) Puerto Natales. 7) General Carrera 8) Porvenir 9) Puerto Williams.

Los estudios de planificación de los sistemas medianos debiesen comenzar a fines de este año y principios del siguiente, por lo que en esa instancia se evaluarán las distintas alternativas de suministro”, indica Andrés Rebolledo, titular del Ministerio de Energía.

La Isla de Pascua, por su parte, está en formación para ser el décimo sistema mediano, pues en la actualidad es un sistema aislado, explica el ministro Rebolledo.

respectivo. Además, el Comité se apoya en los grupos de trabajo de cada integrante o bien, si así lo acordaren los integrantes, en un grupo de trabajo único. Integran el Comité representantes de las empresas que operan a nivel generacióntransmisión en el sistema”.

“Estos son sistemas de generación y transmisión que se caracterizan por ser los únicos que cuentan con una planificación centralizada en el segmento de generación de energía. Lo anterior implica que, a diferencia de los sistemas interconectados, la definición de la expansión de este segmento no queda en manos de decisiones privadas, sino que surge a partir de un proceso de planificación y tarificación que cada cuatro años realiza la Comisión Nacional de Energía en la búsqueda de un sistema eléctrico seguro y económico tal que permita satisfacer la totalidad de la demanda”, precisa la autoridad.

Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE, precisa que la consideración del comité coordinador responde a la necesidad de “generar las condiciones adecuadas para que no exista posición dominante del operador mayoritario”.

Andrés Rebolledo, ministro de Energía.

La operación de estos sistemas es un punto relevante que se considera en el reglamento sobre la materia (Decreto Supremo N°23 de 2015), donde se establece que en caso de que haya más de un operador en estas zonas se debe crear un Comité Coordinador. Según Eugenio Evans, socio de Cubillos Evans, esta instancia está “presidida por el representante de la empresa con más capacidad instalada de generación en el sistema mediano

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Los principales operadores de estos sistemas son las empresa Edelaysen (Palena, Aysén y General Carrera); Edelmag (Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams) y Sagesa (Cochamó y Hornopirén). Todas estas empresas pertenecen al Grupo Saesa. Otro operador es la empresa Energía de la Patagonia y Aysén (EPA), filial del Grupo CAP, en el sistema de Hornopirén, además de la empresa Pecket Energy S.A., en el sistema de Punta Arenas.

Este aspecto es profundizado por el ministro Rebolledo: “la principal característica de este reglamento es que viene a regular la opción que la Ley da para que exista más de un operador

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Informe Técnico Energía Foto: Juan Ca rlos Rec ab alR ICIDAD. CTR ELE ista ev

en el segmento generación de alguno de los sistemas, situación que actualmente ocurre en los sistemas de Punta Arenas y de Hornopirén”.

y revisamos que el servicio que reciben los ciudadanos sea el que corresponde de acuerdo a lo que indica la Ley Eléctrica”.

Tarificación Eso sí, Romero advierte que con la Ley de Transmisión (N°20.936) se deberá modificar el D.S. N°23 siendo el Coordinador Eléctrico Nacional “quien tendrá la obligación de realizar la programación de la operación en los sistemas medianos donde exista más de un operador”.

En esta línea el superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila, señala que el rol de este organismo “es vigilar que las empresas que conforman estos sistemas entreguen un servicio eléctrico continuo y seguro. Por lo mismo, estamos permanentemente monitoreando las interrupciones del servicio que se producen en estas zonas, fiscalizamos sus instalaciones

Foto: Juan Ca rlos Rec ab alR ICIDAD. CTR ELE ista ev

Eugenio Evans plantea que el reglamento también establece “la forma en que se resuelven los reclamos por controversias derivadas de la aplicación del mismo reglamento, que son conocidos y resueltos por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)”.

Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE.

Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles.

Un paso importante en el desarrollo de los sistemas medianos es el plan de expansión y tarificación iniciado por la CNE. De acuerdo al ministro Rebolledo este proceso definirá los precios “para el próximo cuadrienio 2018-2022, lo que debiese terminar en un decreto que fije condiciones de aplicación a partir del 1 de noviembre de 2018”. Andrés Romero explica que también se considera un llamado a los desarrolladores de proyecto para que participen del proceso de tarificación de estos sistemas medianos con el propósito de generar competencia. Y es que el desarrollo de nuevos proyectos de generación que reemplacen al diésel es uno de los objetivos formulados por la autoridad para estos sistemas, dentro de la política energética de largo plazo. Andrés Rebolledo indica que los estudios de planificación de los sistemas medianos “debiesen comenzar a fines de este año y principios del siguiente, por lo que en

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Energía Foto: G enti leza Ge ne

Proyectos Los avances en generación de energía renovable en estas zonas es destacado por Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile: “en la región de Aysén, si bien casi el 60% de la capacidad instalada es diésel (acumulado a octubre de este año), más del 70% de la energía de la región provino de fuentes renovables, principalmente hidroelectricidad y algo de energía eólica, mientras que en la Región de Magallanes (acumulado a octubre de 2017) el 94% de la generación fue en base a gas natural, un 3% diésel, y solo un 3% es renovable eólico”. A su juicio, a futuro en la Región de Aysén se reemplazará “la generación no renovable de mayores emisiones (petróleo diésel) por generación renovable, con proyectos de menor tamaño dado el volumen de la demanda eléctrica local y en Magallanes es razonable pensar en un aumento

Foto: Juan Ca rlos Rec ab alR

Eugenio Evans, socio de Cubillos Evans.

de la generación renovable principalmente eólica, como también mini hidro e incluso mareomotriz, que se vería complementada con generación a gas natural”. Para Héctor Chávez, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, los sistemas medianos “seguirán en su condición de aislamiento si es que la explotación de los recursos hidráulicos no propicia la relación costo-efectividad de conectarse al Sistema Eléctrico Nacional”. “Las perspectivas a futuro se visualizan hacia un crecimiento de los sistemas medianos y aislados a medida que la autoridad planifique un aumento de la electrificación del país hacia zonas aisladas. Este crecimiento plantea varios desafíos desde el punto de vista técnico y regulatorio, principalmente a garantizar equidad tarifaria e igualdad en calidad de suministro entre usuarios del Sistema Eléctrico Nacional y de los sistemas medianos y aislados”, concluye el docente.

Foto: G entil eza Un ive rs

ago. anti eS dd ida

“El trabajo que se ha hecho entre el Ministerio y la CNE se basa en levantar la mayor cantidad de proyectos locales de generación, la mayor parte renovables, para que compitan en el estudio tarifario en ser la alternativa más segura y económica para abastecer la demanda futura de estos sistemas”, precisa.

Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile.

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Eso sí, el ministro de Energía aclara que la transición hacia fuentes más limpias con tarifas más económicas es un aspecto delicado, pues “los sistemas medianos son estructuralmente más frágiles que los sistemas interconectados, principalmente por su aislamiento, su necesidad de austosustentarse, y sus bajas demandas, lo que hace necesario analizar con mucho más cuidado cual es el mix entre generación renovable y térmica para el abastecimiento seguro de la demanda.

hile. eC sd ora rad

esa instancia se evaluarán las distintas alternativas de suministro, siempre en base a la búsqueda de un suministro seguro y al menor costo posible para los clientes finales”.

Héctor Chávez, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago.

CNE registra 109 sistemas aislados en el territorio Además de los sistemas eléctricos medianos, en Chile existe la figura de los sistemas aislados, que son aquellos que tienen una capacidad instalada menor a 1,5 MW y que “generalmente se encuentran en lugares apartados o lejanos de los centros urbanos”, señala el titular de la SEC, Luis Ávila. Héctor Chávez afirma que “la distancia que pueda existir entre una demanda y un sistema eléctrico puede hacer prohibitivo económicamente construir una línea de transmisión/ distribución. En tal caso, lo más costo-efectivo es pensar en un sistema aislado. De acuerdo a los datos de la Comisión Nacional de Energía existen 109 sistemas aislados en el país, la mayoría de los cuales tiene al diésel como principal fuente de generación de energía eléctrica. La mayoría de estos sistemas son localidades emplazadas en 27 comunas del territorio nacional, como San Pedro de Atacama, Quemchi, Quinchao, Quellón y Castro, además de Putre y Camarones.

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LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LÍDER DE CHILE

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Columna de Opinión

Por Eduardo Escalona, socio a cargo de Energía y Mercados Regulados en Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría.

Interconexiones internacionales: Hacia un Sistema Eléctrico Regional EN 2002, LA UNIÓN EUROPEA RECOMENDÓ que a 2020 cada país tuviera un 10% de ratio de interconexiones internacionales en relación a su potencia instalada. En 2014, ese porcentaje se elevó a un 15% a 2030.

Por ello es legítimo preguntarse cuáles son los beneficios de las interconexiones internacionales en los sistemas interconectados que justifican su inclusión en la PELP. Al respecto, existe consenso técnico sobre los siguientes: i) contribución a la seguridad del suministro, especialmente en situaciones de emergencia; ii) estabilidad en la regulación de la frecuencia; iii) mayor aprovechamiento de las energías renovables; y iv) aumento de la eficiencia, pues los intercambios comerciales de energía permiten transportarla desde el sistema más econóse generen las mico al más costoso.

Si Chile se hubiere propuesto el mismo objetivo a 2020, estaríamos muy lejos de alcanzarlo, pues la única interconexión internacional en operación, la línea Los Andes – Salta de AES Gener, representa menos de un 1% de la potencia instalada En la medida que del Sistema Eléctrico Nacioconfianzas y maduren los mercados nal con la interconexión del que se interconectan, será posible SIC con el SING. Por su parte, el Informe Preliminar Corregido del Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo (“PELP”) del Ministerio de Energía (del 7 de noviembre de 2017) considera recién en 2023 la operación de la primera línea de interconexión internacional con Perú, entre la S/E Parinacota en Arica y la S/E Los Héroes en Tacna, con capacidad de 200 MW.

“A los beneficios anteriores se debe sumar que, en la medida que se generen las confianzas y maduren los mercados que se interconectan, será posible promover una integración eléctrica más profunda, al punto de permitir la comercialización a largo plazo de energía y de los demás servicios eléctricos al interior de un mercado regional, permitiendo la complementariedad de las diversas fuentes de generación y, con ello, el aumento de la competencia entre suministradores.”

No obstante, dicho informe prevé un escenario más auspicioso a 2028, pues si todos los proyectos con Perú y Argentina se concretan, la ratio de interconexiones internacionales en relación con la potencia instalada proyectada a 2030 superaría el 10%.

Hoy, tras la unión de los sistemas eléctricos, tenemos la convicción de que la próxima primera piedra que debemos colocar en el sector eléctrico es la interconexión internacional con Perú, para que en un horizonte no tan lejano seamos parte de un auténtico Sistema Eléctrico Regional.

promover una integración eléctrica más profunda.

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Informe Técnico Energía

EN LA MATRIZ NACIONAL

Los planes de Enap para fomentar el uso de GNL a futuro

POSITIVOS SON LOS RESULTADOS que muestra la Gerencia de Gas y Energía de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap), pues esta línea de negocio ha logrado ventas anuales de US$200 millones, por lo que contemplan una serie de iniciativas para profundizar el uso del Gas Licuado Natural, y para seguir diversificando la matriz a través de nuevos proyectos de generación. Alfredo del Carril, gerente de Gas y Energía de la compañía estatal indica a Revista ELECTRICIDAD que el objetivo es fortalecer este rubro “para apoyar la estabilidad del sistema eléctrico, y aprovechar las oportunidades que ofrece la integración energética en el Cono Sur”. En este escenario el ejecutivo destaca la realización del primer intercambio (Swap) de gas natural de la historia entre Chile y Argentina. “En esta operación se coordinaron los intereses de un pool de empresas nacionales, se puso en marcha logística de ambos lados de la Cordillera, y se realizó la tramitación de esta operación que fue totalmente novedosa desde la perspectiva legal y regulatoria. Esta operación es un nuevo hito que se suma a las exportaciones de gas a Argentina que Enap lideró durante los dos últimos años”.

Alfredo del Carril, gerente de Gas y Energía de Enap. Foto: Gentileza Enap.

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Alfredo del Carril, gerente de Gas y Energía de la compañía estatal, afirma a Revista ELECTRICIDAD que han asegurado ventas anuales de US$200 millones en esta línea de negocios. También abordó los avances de los proyectos de generación, señalando que buscan construir junto a Enel Chile una tercera unidad de generación en la planta geotérmica Cerro Pabellón.

“En cuanto a los clientes industriales, nuestro objetivo es seguir agrandando nuestra red de abastecimiento para plantas satélites de regasificación (PSR) – ya atendemos a más de 30− especialmente en la zona sur del país. Además, recientemente logramos acercarnos a clientes residenciales suministrando gas natural a las ciudades de Puerto Montt y Osorno, apoyando a Empresas Lipigas con quien seguimos desarrollando iniciativas conjuntas”, precisa. Además menciona el acuerdo de suministro de largo plazo de Enap con Colbún, como parte de un proceso en que han logrado ventas a terceros “superiores a US$200 millones anuales”. A su juicio, en materia de gas natural, el desafío tecnológico “es implementar soluciones de almacenamiento, licuefacción y rega-

Foto: Gentileza Enap.

Energía

sificación más económicas, móviles y escalables. Esto permitirá que este combustible sea atractivo para industrias y clientes que hoy no lo están utilizando”. Otro combustible que se mira con atención en la empresa estatal es el hidrógeno, que actualmente se refina en la planta de Enap, para ser suministrada en sus otras refinerías. “Una parte de esta experiencia es ciertamente trasladable para buscar soluciones a los problemas que presenta el uso de hidrógeno como combustible. Por nuestra experiencia y asociación histórica con empresas de tecnología líderes en la materia, estamos trabajando con compañías para desarrollar algunos proyectos pilotos”, asegura.

“En esta misma línea, luego de concretar la compra del 100% de la planta Petropower, ubicada en la Región del Biobío, hemos procedido a modificar su modelo de negocio y optimizar su operación, para robustecer su performance y asegurar el suministro seguro para nuestra refinería Biobío”, añade.

Generación eléctrica

Otros proyectos de generación que destaca el ejecutivo son la planta geotérmica Cerro Pabellón (en la Región de Antofagasta), adelantando que “mirando a futuro, nuestro objetivo es hacer viable la construcción de una nueva unidad geotérmica pronto. En ese sentido, el desafío está tanto en continuar con el desarrollo de esta tecnología, lo que realizaremos por medio de la construcción de la tercera unidad de Cerro Pabellón”.

En este ámbito Alfredo del Carril resalta los avances de Enap en la construcción de la Central Cogeneradora Aconcagua, de 77 MW en la Región de Valparaíso, “que ya está iniciando su fase de pruebas para la puesta en marcha”, pues cuenta con un avance de 95%, “lo que otorgará autonomía eléctrica a nuestra refinería en Concón pues le suministrará vapor para sus procesos de refinación, y permitirá colocar los excedentes en el Sistema Eléctrico Nacional”.

“Finalmente, en la medida que se obtengan ciertas resoluciones administrativas, esperamos durante 2018 comenzar la construcción de un esperado nuevo parque eólico en Magallanes. Una vez puesta en marcha, esto implicará que la región tendría aproximadamente un 18% de generación de fuente renovable, posiblemente convirtiéndola en líder en el país en esa materia”, sostiene del Carril.

Enap contempla construir una tercera unidad generadora en la planta geotérmica Cerro Pabellón, señala Alfredo del Carril.

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Energía

FUTUROS PROYECTOS

Expansión de la transmisión abre nuevas oportunidades a pymes de ingeniería

Foto: Gentileza Engie Chile.

Las 106 obras que contempla el plan de licitaciones del Coordinador Eléctrico Nacional es visto positivamente por representantes de esta actividad, quienes también aprecian el intercambio de experiencias en materia de tecnología con empresas internacionales.

Ingenieros en las obras de la línea TEN.

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Energía

AVANZAR EN LA ESTANDARIZACIÓN internacional

El tema tecnológico es un elemento relevante dentro de las bases de licitación, señala a Revista ELECTRICIDAD Gabriel Carvajal, gerente de Ingeniería y Proyectos del organismo coordinador, ya que “de preferencia se han privilegiado tecnologías convencionales con experiencia en su aplicación, particularmente las tecnologías AIS (air isolation substation), para el aislamiento de los equipos primarios; tecnologías GIS en aquellos casos que por restricciones de espacio no es posible aplicar AIS; tecnología híbrida en aquellos casos que no es posible aplicar AIS y con una inversión menor que la tecnología GIS, además del uso de protocolos IEC-61850 para comunicaciones LAN en las subestaciones, protección y control de tecnología digital y líneas con conductores convencionales”.

Foto: Gentileza Ecodie-Universidad de Chile.

de diseños en la infraestructura del sistema eléctrico e incorporar la experiencia que existe en otros países para la instalación de nuevas tecnologías son los principales desafíos que tienen las empresas nacionales de ingeniería frente al Plan de Expansión de Transmisión 2017-2018, donde se contempla la licitación de 106 obras por más de US$1.000 millones en inversiones, cuyo proceso es liderado por el Coordinador Eléctrico Nacional.

Luis Vargas, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile.

En los trazados de las líneas por la cadenas montañosas tenemos una experiencia particular respecto a la ingeniería que se practica en el exterior. Un punto nuevo importante también es la respuesta de la ingeniería local a la resiliencia frente a los efectos del cambio climático”, explica Luis Vargas, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile.

Perspectivas Para Cristian Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros de Chile, el plan de licitación de las 106 obras no debería suponer problemas para la ingeniería nacional, aunque señala que el mayor desafío “es la gran cantidad de obras que se pueden

desarrollar en paralelo y en plazos cortos, por lo que hay que demostrar que se tiene la capacidad de abordar distintas obras con un ordenamiento que no haga perder los estándares de calidad”. “Si hay una estandarización de los diseños y una buena coordinación no debiera haber problemas, porque es distinto cuando se trabaja en una sola obra a que la misma empresa esté trabajando en cinco o 10 obras simultáneamente, lo que supone un aprovechamiento de recursos en términos de productividad y de calidad, por lo que debe haber un cronograma ordenado con los respectivos proyectos que deberán ser abordados por las empresas que resulten ganadoras, para que realicen las obras en menos tiempo”, precisa a este medio el dirigente.

Experiencia En esto concuerda Luis Vargas, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, quien sostiene que el desarrollo de los proyectos de líneas de transmisión y subestaciones “tienen una experiencia de más de 50 años en Chile, por lo que se cuenta con un antecedente que está bastante documentado, de que cada proyecto tiene registrado sus hitos en ingeniería, por lo que hay una preparación para el proceso de licitación de las 106 obras de transmisión”. “En los trazados de las líneas por las cadenas montañosas, de variada y compleja topografía, tenemos www.revistaelectricidad.cl | diciembre 2017 | Nº213

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Hermansen agrega que la ingeniería nacional también tiene una experiencia práctica en el tema sísmico, lo que no existe en otros países. “La calidad de la ingeniería en obras de transmisión debe considerar todos los estándares eléctricos, civiles, mecánicos y sísmicos, cuidando también la seguridad de los trabajadores en los procesos constructivos, que en Chile tienen muy poca ocurrencia”, asevera.

Oportunidades La ampliación de las oportunidades para las medianas y pequeñas firmas de ingeniería es otro factor que destacan los especialistas. Ljubetic destaca el positivo escenario que viene con la construcción de las futuras obras de transmisión, porque desde el segundo semestre del año pasado hemos registrado un período de baja en la actividad, por lo que se puede aprovechar la experiencia de las firmas más pequeñas que son contratistas de empresas transmisoras que podrían postular a este proceso”.

conocimiento del exterior y aumentar la competencia en el mercado eléctrico”, añade el especialista. Según Hermansen también está la posibilidad de que, debido a la gran cantidad de obras que se requerirán, “algunas empresas de ingenierías dedicadas a la media tensión puedan realizar estos proyectos de alta tensión, como ha ocurrido en Carlos Recabal-R : Juan evis ta E Foto LE CT

el pasado, mejorando sus estándares con estas obras de mayor tamaño, lo que ampliaría el universo de empresas que participarían en este plan de expansión”. En opinión de Luis Ljubetic, tiene un rol primordial la tecnología, “donde ahora hay un intercambio de conocimiento en ingeniería que es más fluido que antes, porque los requerimientos de las redes eléctricas son mayores pues ahora tenemos nuevos

Cristian Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros de Chile.

actores, como pequeños generadores dentro de sistemas de distribución y en transmisión zonal, además de que los flujos de potencia ahora son bidireccionales, lo que hace más complejo este

Foto : Ge nti lez

. ner oe aC

Esto es compartido por Luis Ljubetic, gerente general de Coener y ex director de la Asociación de Empresas Consultoras de Ingeniería de Chile (AIC), quien advierte que los eventuales consorcios que postulen a las licitaciones deben “tener fuerza en las áreas de la ingeniería de obras eléctricas, suministro de equipos y obras civiles, donde aquí se consideran todas las normas sísmicas disponibles en el país”.

cionales adquieran nuevas experiencias, traer más

D. IDA RIC

una experiencia particular respecto a la ingeniería que se practica en el exterior. Un punto nuevo e importante de destacar es la respuesta de la ingeniería local a la resiliencia de los sistemas frente a los efectos del cambio climático como temporales, aluviones y otros fenómenos naturales como terremotos, maremotos, erupciones volcánicas, etc., frente a los cuales existe una experiencia local acumulada que es difícil de encontrar en empresas extranjeras, y por lo tanto constituye una nítida fortaleza de la ingeniería chilena”, afirma la autoridad académica a Revista ELECTRICIDAD.

panorama, requiriéndose la adaptación de estas tecnologías, mercado en el cual las empresas chilenas pueden aportar su capacidad y experiencia”. Finalmente la gran cantidad de proyectos de transmisión es una oportunidad también para los futuros ingenieros. Luis Vargas resalta en este ámbito el aumento de estudiantes de Ingeniería Eléctrica, que en la Universidad de Chile este año subió 50%,

Luis Ljubetic, gerente general de Coener y ex director de la Asociación de Empresas Consultoras de Ingeniería de Chile (AIC).

“además de que tenemos planes de postgrado que nos permiten estar confiados en cuanto a la sólida formación técnica y, a la vez, el hecho de tener desafíos en la industria, mantienen altamente estimulados a nuestros alumnos”. Cristian Hermansen afirma que este número de obras contempladas justamente permitirá que los estudiantes se incorporen a las empresas para aprender de formar práctica en estas nuevas instalaciones. Aquí tendrán una oferta para que los ingenieros puedan participar, adquiriendo expe-

“Esto es una oportunidad sistémica para robustecer la transmisión, así como para que las empresas na-

riencia y nuevos conocimientos sobre conceptos de estandarización y de calidad”. www.revistaelectricidad.cl | diciembre 2017 | Nº213

P U B L I R R E P O R TA J E

Para dar respuesta a las altas exigencias

TRANSFORMADORES RHONA ESTÁN CERTIFICADOS PARA GARANTIZAR LA VIDA ÚTIL Y LA SEGURIDAD En la compañía especializada en la fabricación y comercialización de equipamiento eléctrico se realizan pruebas en el total de las unidades y certifican bajo las normas ANSI C57 12.00 o IEC 60076.

on más de 70 años de experiencia en el mercado regional, RHONA ha logrado posicionarse y convertirse en líder en lo que respecta a equipamientos eléctricos, ofreciendo transformadores para proyectos de distribución, transmisión, industria y minería, para mandantes como Caserones, Andina, Aguas Antofagasta, Puerto San Antonio, Celulosa Arauco y ENEL. Cristian Rojas, Ingeniero de Transformadores de RHONA, explica que en la empresa han logrado llegar a tan variados proyectos debido a la calidad de sus productos, los cuales fabricados bajo las normas ANSI C57 12.00 o IEC 60076, y sumando las especificaciones propias que cada cliente

solicita, permiten entregar un producto de calidad, seguro y de alta vida útil. “Ambas normas establecen una serie de pruebas de rutina, debiendo ser efectuadas a la totalidad de las unidades. Dentro de las pruebas obligatorias, las más importantes son la medición de pérdidas para comprobar la eficiencia, impedancia, razón de transformación, resistencia de aislación, voltaje aplicado a 50Hz, voltaje Inducido a 150-200 Hz y medición de resistencia”, explica el especialista. Para dar respuesta a las altas exigencias en materia de seguridad y vida útil de los productos, RHONA cuenta con cuatro laboratorios donde realizan todas las pruebas exigidas por las distintas normas,

contando con equipos de prueba que alcanzan los 300.000 V en 50 HZ para los ensayos de tensión aplicada y generador de impulso de hasta 1.000.000 Volts. Están posibilitados, además, para realizar ensayo de calentamiento, descargas parciales y nivel de ruido, además de todas las pruebas de rutina en transformadores de hasta 80 MVA , 154 kV. “Conocemos las complejidades que enfrentan nuestros distintos clientes y generamos soluciones especiales para ellos. Nuestros equipos son robustos y confiables, y el proceso de fabricación está certificado bajo los estándares ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001. Nuestros transformadores son fabricados en nuestra planta en Viña del Mar, donde probamos unidades desde 10 a 80.000 kVA y hasta 154 kV. Fuera de este rango, trabajamos con socios estratégicos ubicados principalmente en Italia y China”, detalla Cristian Rojas. Cabe destacar que RHONA cuenta con un completo servicio de post venta, lo que permite prestar asistencia cuando es requerida por los clientes.

Informe Técnico

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Subestación Lo Aguirre de Transelec en la Región Metropolitana, que incorpora tecnología GIS en sus instalaciones.

EN TRAMITACIÓN

Nuevo reglamento

contempla estándares internacionales de seguridad en subestaciones LA INCORPORACIÓN DE ESTÁNDARES de diseño y de equipamiento en subestaciones eléctricas basadas en normas internacionales, que incluyen regulaciones para instalaciones en corriente alterna (HVAC) y continua (HVDC), son algunas de las novedades que plantea el nuevo “Reglamento de Seguridad de las instalaciones a la producción, transformación, transporte y distribución de energía eléctrica”, que ingresó a la Contraloría General de la República, tras ser visto por el Ministerio Secretaría General de la Presidencia y por el Ministerio de Energía.

La futura normativa se apresta a cumplir su último trámite en la Contraloría General de la República y reemplazará a la actual norma de seguridad para corrientes fuertes (NSEG 5), donde se incluye la actualización en el diseño y equipamiento de estas instalaciones para aumentar los niveles de confianza del sistema eléctrico.

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Informe Técnico

Este documento reemplazará a la actual Norma de corrientes fuertes (NSEG-5) y también considera 17 pliegos técnicos, en un proceso de trabajo impulsado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), que incluyó consultas públicas al sector privado. Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G. señala que “tanto los pliegos técnicos como el reglamento salieron a consulta hace más de dos años, y este 2017 nuevamente salió a consulta pública el cuerpo del reglamento a través del Ministerio de Energía”.

Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles (SEC), explica que el nuevo reglamento incorpora estándares de diseños y de equipamiento en subestaciones eléctricas basados en la las normas internacionales de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC en inglés) y en las normas norteamericanas del Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (IEEE en inglés), “donde está la obligación de contar con sistemas de protección contra incendios, además de regular la forma de intervención segura de este tipo de instalaciones basado en la norma estadounidense NFPA 70E”. A juicio de la autoridad el objetivo de esta actualización, “es mejorar el nivel de seguridad de las instalaciones del sistema eléctrico nacional y definir reglas y estándares claros para todos los actores del mercado, que garanticen que la

Foto: Roberto Valencia-Revista ELECTRICIDAD.

Seguridad

Subestación Pichirropulli, de Eletrans, en las afuera de Valdivia, también incluye instalaciones que serán normadas en el próximo reglamento.

seguridad de las instalaciones de generación, transformación, transmisión y distribución en Chile estén a la par con los estándares de seguridad definidos internacionalmente”. Esto es compartido por Rosa Serrano, quien afirma que contar con un nuevo y actualizado cuerpo normativo en materia de seguridad “tendrá un impacto positivo en el diseño, construcción y operación de subestaciones”, agregando que la

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Informe Técnico

mayoría de las observaciones realizadas por el mundo privado “se relacionan con aportes respecto de las exigencias de diseño sísmico de las instalaciones”.

Luis Ávila señala que un elemento nuevo de la futura normativa es “la incorporación de la regulación para subestaciones (HVDC y HVAC) basadas en las normas IEC, de alcance

Rosa Serrano resalta que “algunas de las principales innovaciones introducidas en esta norma son exigencias para las subestaciones de corriente continua, incluyendo aspectos de diseño de estaciones convertidoras y el uso de electrodos de enlace HDVC, y también se establecen exigencias específicas para los equipos compactos, adicionalmente se toma como estándar los requisitos contenidos en normas internacionales IEC”. Ávila también pone el acento en la inclusión dentro de la norma de las subestaciones “encapsuladas o aisladas en gas (SF6) y los trasformadores secos, ambos aspectos que consideramos fundamentales para mejorar la seguridad de este tipo de instalaciones”.

Otros aspectos Rosa Serrano señala que durante la discusión del reglamento se consideró que las subestaciones “deberán ser capaces de resistir las influencias eléctricas, mecánicas, sísmicas, climáticas y ambientales previstas”.

Víctor Ballivián, presidente de Cornelec.

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Tecnologías

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Si bien Ballivián sostiene que todas las empresas en la actualidad tienen estos sistemas de gestión de activos, aclara que la idea “es que con el reglamento entreguen información para que la autoridad tenga una herramienta que les permita hacer una mejor fiscalización”.

Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles (SEC).

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“Otro tema que estará incorporado en este nuevo reglamento es la gestión de activos, lo que es importante porque las empresas deben cumplir con un sistema que sea verificable por la autoridad, de manera que puede saber si las fallas que se producen son de origen de fabricación, diseño o porque el equipamiento estaba fuera de su vida útil, con lo cual se pueda cerciorar que las empresas hacen la gestión de los activos como corresponden, dándole confiabilidad al sistema”, precisa el especialista.

Foto: Juan Ca rlos Rec ab alR ICIDAD. CTR ELE ista ev

Por su lado Víctor Ballivián, presidente del Comité Nacional Chileno de la IEC, señala que no hay que olvidar que las instalaciones son bienes de capital para las empresas, por lo que es “fundamental establecer estándares mínimos de seguridad, que garanticen el correcto funcionamiento del sistema eléctrico, la durabilidad de las instalaciones y la seguridad de las personas que las operan”. Además, estos estándares permitirán que cualquier empresa internacional que llegue a Chile pueda tener una mayor claridad del reglamento local y una mayor certeza respecto a las reglas del mercado”.

internacional y ampliamente usadas en países desarrollados”.

Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G.

Agrega que también se fijaron condiciones para instalaciones en diferentes tensiones, “normando exigencias para cada tipo de instalación, distinguiéndose: Centrales de generación, subestaciones tipo intemperie, subestaciones tipo interior, subestaciones de corriente continua, equipos compactos, distancias eléctricas y de seguridad, transformadores de poder, equipos primarios, equipos de compensación reactiva, bancos de baterías, protecciones y control de las instalaciones e instalaciones eléctricas auxiliares, entre otros”. Víctor Ballivián finalmente añade que el reglamento establece estándares IEC para cada equipamiento que se utilice en estas instalaciones, “lo que permite fortalecer la calidad de las instalaciones, promover la competitividad y diversificar la oferta entre los distintos actores del mercado”. www.revistaelectricidad.cl | diciembre 2017 | Nº213

TENDENCIAS EN MANTENIMIENTO Y PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES

La propuesta de RTHÖ y MIDSUN para proteger subestaciones eléctricas

a interconexión de los Sistemas Interconectados del Norte Grande (SING) y Central (SIC) ha permitido incorporar una importante tecnología en sus líneas de alta tensión y subestaciones, gracias a una innovadora propuesta de la empresa Midsun Group y de su representante exclusivo en Chile, RTHÖ Elektrische. Se trata de Midsun 570TM, un desarrollo tecnológico que incorpora tecnología RTV con silicona que vulcaniza a temperatura ambiente. Una capa de recubrimiento siliconado es aplicado a los aisladores de suspensión y de los equipos, en pos de evitar que la contaminación ambiental afecte la capacidad aislante (flashover) perdiendo así su funcionalidad y calidad. “Tradicionalmente, las compañías eléctricas mantienen este equipamiento mediante el lavado de las piezas aislantes, por lo tanto, los beneficios que aporta esta tecnología no pasan desapercibidos para la industria”, explica Imad Kanouni, Business Development manager de Midsun Group. La implementación de esta solución implica, por un lado, un ahorro considerable de los costos en tareas de mantenimiento y, por otro, confiabilidad, pues el hecho de mejorar la aislación y ser resiliente a la acumulación de contaminantes, contribuye a un sistema más seguro y robusto. Del mismo modo, al reducir las labores en mantenimiento, disminuye también el tiempo de exposición de los especialistas responsables, es toda una cadena. Lo anterior, sin mencionar las eventuales pérdidas por fallas o salida de servicio, impensables a la hora de evaluar un mantenimiento eficaz. “Gracias a la implementación de silicona, las líneas y equipos funcionan de manera autónoma con cero descargas disruptivas durante un periodo de al menos 10 años. Lo único que sugerimos es la monitorización”, asevera. Cabe resaltar que Midsun es un fabricante norteamericano de revestimientos de silicona, cuyos desarrollos contribuyen a la restauración y preservación del equipamiento eléctrico, cubriendo una necesidad primordial de la industria energética. De esta manera RTHÖ, con 24 años en el mercado, pasa de ser un conocido

LA REPRESENTACIÓN DE LA ESTADOUNIDENSE MIDSUN GROUP POR LA EMPRESA RTHÖ ELEKTRISCHE VIENE A SOLVENTAR EN CHILE la demanda de revestimiento polimérico de aisladores para líneas de alta tensión y equipos para SSEE de poder en la industria eléctrica nacional.

proveedor de suministros eléctricos a una empresa que además aplica soluciones innovadoras para el mercado de siliconamiento, tanto para líneas como para subestaciones. “Hemos tenido la suerte de poder participar en un proyecto que, hasta la fecha, supone el más grande adjudicado en Latinoamérica. Lo anterior, de la mano de RTHÖ, una empresa renombrada en su industria técnica,” advierte Imad Kanouni. Similar opinión sustenta Matías O’Shea, subgerente general de RTHÖ,

quien afirma que la particularidad de Midsun, aparte de suministrar la pintura siliconada, es que son aplicadores certificados, por lo que constatan cómo se comporta su producto en obra y como ir perfeccionándolo.

RELEVANCIA DE LA IMPLEMENTACIÓN

En este sentido, y de acuerdo al ejecutivo de Midsun, la garantía de la tecnología va ligada a la adecuada aplicación del producto. “Los requisitos para su implementación son altos, ya que tiene una incidencia directa sobre la utilidad de la silicona. Esto debe ir acompañado de asesoría con la finalidad de conseguir los resultados que cada subestación requiere”, sostiene Imad Kanouni. Paralelamente, su aplicación requiere capital humano especializado. Es por esta razón que la formación técnica

figura como un elemento clave para ambas compañías. Matías O’Shea asegura que el cliente ha manifestado su satisfacción con esta solución tecnológica. Por el momento, RTHÖ ha siliconado gran parte de las SSEE Changos, Cumbre, Nueva Cardones y TEN. Este trabajo corresponde a más de 900 aisladores y equipos de 500 kV y 245 kV siliconados, equipos que en muchos casos se tuvieron que siliconar a una altura de 41 metros y en condiciones adversas. “Ahora estamos comenzando la fase final, la que presenta bastantes desafíos ligados principalmente a la coordinación ya que ahora será energizado o en proximidad. Además de calidad, al aplicador se le exige cumplir los plazos y actuar con la máxima seguridad por tratarse de labores próximas a tensión”, puntualiza.

TENDENCIAS EN MANTENIMIENTO Y PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES

“

Gracias a la implementación de silicona, las líneas funcionan de manera automática con cero descargas disruptivas durante un periodo de 10 años mínimo.

Imad Kanouni - EMEA Business Development Manager

”

Solución a base de silicona para la protección de aisladores y equipos de líneas y subestaciones eléctricas La industria eléctrica en Chile resuelve sus problemas de contaminación con el tradicional lavado de los aisladores y equipos, bajo un proceso que conlleva elevados costos anuales e implica un riesgo para los trabajadores. La tecnología RTV reduce costos de mantenimiento y favorece la seguridad y robustez del sistema. CÓMO FUNCIONA:

Midsun 570

Se aplica pintura siliconada hidrofóbica en los discos de aislamiento, evitando el lavado de estos por 10 años; entregando ahorro a las compañías en mantenimiento y pérdida de energía electrica.

Silicone Oil

MIDSUN es el fabricante del producto y RTHO entrega el servicio de implementación

Contaminante

Agua de lluvia

Matias O'Shea Subgerente general RTHÖ Matías O’Shea - Sub Gerente General +56 2 2647700 www.rtho.com

Reseña de la empresa

MIDSUN 570 – RTV (silicona que volcaniza a temperatura ambiente)

Porcentaje de avance del proyecto en Chile

50%

RTHÖ Elektrische es una compañía especializada en equipamiento para subestaciones eléctricas y líneas de alta tensión. Desde que comenzaron su negocio en 1993 han ofrecido un portafolio de productos altamente certificados y han entregado respaldo permanente para proyectos en alta tensión. Entre las empresas que representan se encuentran Tridelta, Saprem, Industrias Arruti, Arruti Subestaciones, Niled, T.E.MA, Zibo, Hapam, GIG, Sandian, Trefinasa y Midsun Group entre otros.

Informe Técnico

Planta móvil con trasvasije de aceite dieléctrico o aislante Foto: Gentileza Ingesat.

ELEMENTO CLAVE PARA EL FUNCIONAMIENTO DE ESTOS EQUIPOS

Aceites vegetales

y minerales en base a gas natural marcan innovación en transformadores EL USO DE ACEITES VEGETALES y otros de origen mineral hechos a partir de gas natural, además de utilizar sistemas de monitoreo en tiempo real, son las principales innovaciones y tendencias en materia de aceites dieléctricos para transformadores, debido al impacto medioambiental que tienen los componentes de estas sustancias, en un debate que también está presente en el sector eléctrico chileno, señalan los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD. El aceite dieléctrico o aislante es un elemento clave para el funcionamiento de estos equipos, por lo que su mantenimiento está a la orden del día entre las empresas de la industria eléctrica, quienes recurren a servicios de análisis y pruebas de laboratorio para verificar el estado de esta sustancia con el fin de aumentar la vida útil de los transformadores, además de prevenir eventuales fallas. 30

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Esta sustancia es vital para el funcionamiento de estos equipos, por lo que la tendencia de la industria es dejar de lado componentes contaminantes como los policlorobifenilos (PCB), cuya presencia persiste en el sistema eléctrico nacional. Composición Carlos Mendoza Rodríguez, responsable del laboratorio de líquidos aislantes de Ingesat, señala que en Chile la mayor parte de los aceites son de origen mineral aislante “producto de la refinación del petróleo crudo con base nafténica, sin inhibidores ni aditivos, los que se componen principalmente de carbono e hidrógeno en moléculas de diferentes estructuras”. Según el especialista, “la principal innovación ha sido el desarrollo de los aceites dieléctricos formulados con aceite

Informe Técnico

Mantenimiento

vegetal y el aceite en base a ésteres sintéticos, los que tienen mejores características biodegradables, especialmente en el caso de los aceites de origen vegetal”.

Por este motivo los especialistas destacan el rol del mantenimiento para los aceites dieléctricos, debido a que aumenta la confiabilidad de los sistemas eléctricos. Carlos Mendoza Rodríguez afirma que este procedimiento “permite asegurar y prolongar la vida útil del transformador, evitando la salida imprevista de servicio de una unidad lo que podría provocar la desestabilización del sistema eléctrico”.

Esto es compartido por Janet Méndez, jefa de laboratorio de Jorpa Ingeniería, por cuanto sostiene que desde hace 25 años se está utilizando aceite de origen vegetal “con positivos resultados en cuanto a la disminución del riesgo de incendios y el impacto ambiental de los transformadores. Existen fluidos sintéticos (silicona, midel, etc) que se utilizan en menor escala debido a su costo pero que cumplen adecuadamente los requisitos para un líquido aislante”.

De acuerdo a Janet Méndez, el análisis periódico de las características del aceite permite predecir “alguna anomalía en el transformador cuando todavía es incipiente, lo que permite tomar las medidas adecuadas para evitar un desperfecto, con lo que se minimiza el riesgo de falla en el equipo y los problemas en flotas de transformadores, lo que puede hacerse en línea y cada una hora para equipos cuya criticidad es alta”.

“A nivel internacional, y ampliamente reflejado en Chile, se han mejorado los procesos de refinación del aceite mineral por lo que se obtienen aceites cada vez más puros y resistentes a la oxidación. Una compañía está fabricando aceite mineral a partir de gas natural y obtiene un aceite mineral de alta pureza y muy resistente a la oxidación”, asegura.

En esto concuerda Carlo D’agostino, quien destaca el uso del internet de las cosas (IoT) para monitorear el aceite. “A través de la colocación de los sensores se pueden medir qué es lo que sucede con el equipo, especialmente la viscosidad del aceite, la transmisibilidad, las partículas, la temperatura o si tiene humedad porque se han roto los sellos del transformador”.

Medioambiente Sin embargo el debate medioambiental en torno a la disposición final del aceite mineral aislante por su impacto ambiental es lo que preocupa a los especialistas de esta área. Janet Méndez dice que los aceites minerales al degradarse se convierten en sustancias peligrosas, por lo que el dueño del transformador “es responsable de este aceite y debe cumplir la normativa legal vigente para el manejo de este (medidas documentadas para derrames, incendios, disposición, almacenamiento). Si el aceite está contaminado con más de 0,05% de PCB (bifenilos policlorados) debe eliminarse como residuo peligroso a más tardar el año 2025”.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Este último componente, a juicio de Carlo D'agostino, director de Smart Industry, “es uno de los doce contaminantes más peligrosos del mundo”, advirtiendo que en Chile “hemos detectado en solo una empresa 1.000.000 de litros contaminados con PCB”, y con el trabajo de algunos años D’agostino piensa que “hay 7 millones de litros contaminados con esta sustancia en Chile”.

Prueba de aceite de transformadores en laboratorio.

La tendencia del parque de transformación en Chile avanza hacia este tipo de soluciones de mantenimiento preventivo: “lo que se ve es el desarrollo del monitoreo en tiempo real, más que cambios en la composición del aceite”, concluye D’agostino.

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PUBLIRREPORTAJE

EN CHILE HAN TRABAJADO CON PROYECTOS DE ENERGÍA SOLAR Y EÓLICA:

SPECO DEMUESTRA SU CAPACIDAD Y LIDERAZGO CON FABRICACIÓN DE 8 TRANSFORMADORES DE ±800 KV

Transformador de conversión ±800 kV.

En Chile, SPECO ingresó al mercado a través de la entrega de transformadores de 220kV/230 MVA para el parque solar El Romero, de Acciona Chile.

POCAS SON LAS EMPRESAS QUE PUEDEN LLEVAR A CABO PROYECTOS DE ESTA ENVERGADURA, POR LO CUAL Y GRACIAS A ESTE HITO, SPECO SE CONSOLIDA A NIVEL MUNDIAL COMO UNA DE LAS POCAS COMPAÑÍAS CON SOLUCIONES DE ALTA INGENIERÍA PARA EL SECTOR ELÉCTRICO. Con 59 años de existencia, la compañía china Shandong Electrical Engineering & Equipment Group Co., Ltd. (SDEE), sucursal de State Grid Corporation of China (SGCC), acaba de finalizar uno de sus más ambiciosos y exitosos proyectos: el desarrollo de 8 transformadores de conversión de ±800 kV. Los transformadores, desarrollados por la filial de SDEE, SPECO, permitirán transmitir la energía eólica proveniente de la zona Mongolia interior, hacia cuatro provincias y hasta llegar a la Subestación Qingzhou de Shandong, con lo cual hoy cerca de 90 millones de personas podrán disponer de energía cuando lo necesiten. Alejandro Wu, gerente comercial de SPECO en Chile, detalla que “pese a las dificultades y complejidad que conlleva fabricar estos equipos, nos demoramos siete meses en desarrollarlos. Y con una sola línea de trasmisión de ultra alta tensión, correspondiente a 1.234 kilómetros, logramos llevar la energía a las personas, quienes antes tenían acceso limitado”. Un proyecto de esta envergadura demuestra la

FINANCIAMIENTO SPECO ofrece tres opciones de financiamiento para las empresas que lo necesiten: 1) Arriendo financiero. 2) Pago diferido. 3) Crédito al comprador. capacidad técnica y el equipo de Investigación y Desarrollo que posee la empresa asiática, lo cual la ha llevado también a ejecutar proyectos de distinta envergadura en Asia, África, Polonia, Portugal, España y, por supuesto, también en América Latina, donde ha entrado para apoyar el crecimiento de la industria eléctrica.

PROYECTOS Y EXPANSIÓN EN CHILE Y LATINOAMÉRICA “En Ecuador estamos desarrollando proyectos con transformadores y torres. También estamos presente en Brasil, con el proyecto Belo Monte fase 1 y fase 2, y en Paraguay instalamos 22 transformadores de hasta 42 MVA. En Latinoamérica

no se necesitan equipos de 1.000 kV, pero en países como Chile la demanda puede ser de hasta 750 kV, frente a los cual podemos dar respuesta. Además tenemos empresas chilenas como INGESAT y OMEGAXEL que nos proveen de asistencia técnica, por lo que cualquier imprevisto puede ser solucionado rápidamente”, explica el especialista. La experiencia de SPECO –que además de transformadores desarrolla equipos primarios, subestaciones prefabricadas, tecnología GIS, torres de acero, conductores & cables, sistemas on-line de monitoreo para líneas de transmisión y otros productos eléctricos de rangos entre 10 kV hasta 1.000 kV− ha facilitado su ingreso al mercado chileno, entregando los transformadores de 220kV/230 MVA que fueron instalados en el parque solar El Romero, de Acciona Chile, el cual cuenta una potencia instalada de 196 MW y opera en Vallenar, Región de Atacama. Para enero de 2018 SPECO entregará un transformador de potencia de 220 kV/215 MVA para el proyecto eólico San Gabriel, también de Acciona, ubicado en la comuna de Renaico, en la Región de la Araucanía. CONTACTO: Gerente Comercial: Alejandro Wu Email: alejandrowu@qq.com Cell: +86-18853156680 WhatsApp: +86 18615533006 www.sdee.sgcc.com.cn

Energía

Foto: Gentileza Grupo Saesa.

Francisco Alliende, gerente general Grupo Saesa.

CON FUTURAS EXPANSIONES

“ Eletrans está interesado en participar en las licitaciones de transmisión troncal” LA NAVEGACIÓN EN VELERO por los lagos del sur es la principal pasión que mueve en su tiempo libre a Francisco Alliende, gerente general del Grupo Saesa, actor del mercado eléctrico en el segmento de la distribución eléctrica. Así como planifica sus recorridos en velero por las corrientes de agua dulce, el ejecutivo también debe llevar adelante los planes de expansión del holding eléctrico que se mueve en las nuevas normas de Ley de Transmisión, donde se alistan futuras expansiones de este sistema a través del Consorcio Eletrans, que controla junto a Chilquinta Energía. En entrevista con revista ELECTRICIDAD, Alliende destaca los avances regulatorios que se proyectan para la distribución, con la incorporación de nuevas

Francisco Alliende, gerente general del Grupo Saesa, que participa con Chilquinta en este consorcio, señala a este medio que alistan nuevas obras en el segmento, además de participar en el plan de expansión que adjudicará el Coordinador Eléctrico Nacional. tecnologías y la participación de los Pequeños y Medianos Generadores de distribución (PMGD).

Transmisión ¿Cómo evalúa la nueva subestación Pichirropulli que Eletrans puso en marcha en Valdivia, que pertenece a la línea Los Ciruelos-Pichirropulli? Con esta obra garantizamos la seguridad de la transmiwww.revistaelectricidad.cl | diciembre 2017 | Nº213

sión para las ciudades del sur, de forma que si hay alguna falla en un sector podamos enviar la energía por otro lado, para que las ciudades no se vean afectadas, con lo que contribuimos a construir una red más robusta para dar un mejor servicio, con una inversión de casi US$100 millones.

M&W Ambientales cuenta con un Laboratorio de Ensayos acreditado bajo los estándares de la Norma ISO/IEC 17025:2005 para muestreo, medición y análisis.

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¿Cuáles son los futuros focos de inversión en transmisión de Eletrans? Con Chilquinta estamos comprometidos en los proyectos de transmisión troncal. Este es el segundo proyecto que ponemos en marcha y desarrollamos otros dos en la zona de Melipilla, hacia Rapel y hacia Lo Aguirre, que esperamos terminar el próximo año. Adicionalmente vamos a construir una línea de 220 kV, de 215 kilómetros, en la Región de Atacama, en el sector de Pan de Azúcar. ¿Tienen previsto participar en el programa de licitaciones que realiza el Coordinador Eléctrico Nacional para expandir la transmisión? Como Eletrans nos interesa participar en las licitaciones de transmisión troncal, por lo que estamos evaluando una línea que se desarrollaría en la región de Coquimbo, en la zona de Los Pelambres. Ahora, los proyectos de transmisión zonal tienen que ver con la operación del día a día de las compañías, por lo que lo más probable es que ellas aborden sus proyectos en sus zonas, sin perjuicio de que estamos viendo la alternativa de actuar en conjunto en estas obras también. Con todas estas obras en carpeta, ¿qué evaluación hace de la Ley de Transmisión? Esta Ley definió todas las dudas que había respecto a la operación y a cómo las inversiones iban a ser reconocidas en las tarifas, por lo que cuando se tiene bien definida una regulación disminuye el riesgo y por eso no es casualidad que en la

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última licitación de transmisión hayamos tenido ocho empresas compitiendo por un proyecto, lo que no existía años atrás.

Distribución ¿Y cómo ven el futuro desarrollo de los PMGD y su relación con la generación distribuida? El país tiene que ser capaz de aprovechar sus propias fuentes de energía. Hoy, lo que existe son proyectos de poco impacto que ayudan a tener un sistema más seguro, con más alternativas de abastecimiento, con productos más baratos y eficientes a los clientes. Es importante que la gente conozca que tiene la posibilidad de invertir y tener paneles solares en sus casas y disminuir el consumo que se obtiene desde la red. A nosotros nos interesan estos avances porque sirve para generar energía limpia, especialmente en el sur del país. ¿Qué les parecen los cambios que se estudian para el reglamento de los PMGD? El trabajo que ha ido haciendo la Comisión Nacional de Energía apunta a dar mejores soluciones, porque la realidad que uno ve son situaciones puntuales que no siempre han funcionado. El tema de los PMGD va bastante bien y lo que se está perfeccionando tiene que ver con cambios pequeños para facilitar la incorporación de ellos en el sistema eléctrico, con energía segura y continua. ¿Cuál es su visión respecto a la reforma a la distribución? El hecho de haber participado y escuchado las posiciones de los distintos actores enriquece la discusión y permiten tener mejores soluciones. Somos optimistas con las conclusiones del estudio de la Universidad Católica y esperamos que los que tomen las responsabilidades futuras del país consideren este trabajo como las bases para un futuro proyecto de ley.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

ESCENARIO ENERGÉTICO

Detectan relevancia de participación ciudadana en fallos judiciales por proyectos de inversión

Un análisis de cómo han cambiado los criterios del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) en la tramitación de proyectos de inversión, entre los cuales están los de energía, realizó el estudio Cubillos Evans, a través del abogado socio, Fernando Molina Matta y el abogado

asociado Carlos Sepúlveda, quienes abordaron casos prácticos que fueron vistos por el organismo público, como HidroAysén, y otras iniciativas termoeléctricas. Ante cerca de cien asistentes al taller “Criterios de evaluación ambiental en el SEIA: una

mirada desde lo manifestado por el SEA y por la jurisprudencia administrativa y judicial”, ambos abogados revisaron los aspectos como la admisibilidad de los proyectos, los requisitos copulativos de los pronunciamientos sectoriales, la elaboración del Informe Consolidado de Aclaraciones, Rectificaciones o Ampliaciones y los requisitos de las condiciones y exigencias para los proyectos de inversión. Entre los puntos destacados se mencionó que “lo que hay que mirar en su mérito no es la lógica de la normativa, sino que la lógica de la evaluación actual de los proyectos y de las significancias y los impactos, lo que se tiene que ver caso a caso”, afirmó Molina. Carlos Sepúlveda por su parte explicó que “leyendo los últimos fallos hay una línea transversal, especialmente en la Corte Suprema”, mencionando como ejemplo lo ocurrido en el proyecto Octopus de GNL en la Región del Biobío y Mina Invierno, donde “se le ha dado un énfasis al principio de participación ciudadana bastante específico en términos de interpretar la Ley”.

La necesidad de llegar a un acuerdo en los alcances de la metodología entre los actores de la industria nacional que realizan y los que revisan los estudios del TRV (voltaje transitorio de recuperación), además de identificar las subestaciones en que se deben realizar estas investigaciones, fueron algunos de los desafíos planteados por Víctor Velar, jefe de Proyectos del Departamento de Estudios del Coordinador Eléctrico Nacional. El ejecutivo participó en la Jornada Técnica “Fenómeno de Transient Recovery Voltage (TRV) y su impacto en el Sistema Eléctrico Nacional”, organizado por el comité chileno del Cigré en el Hotel Intercontinental, en que se analizó la experiencia nacional e internacional de este fenómeno. Según Velar, el fenómeno del TRV está asociado a la expansión de 500 kV y que afecta a los interruptores cercanos a la compensación serie, que se usan para dar distancia eléctrica entre las barras terminales de una subestación eléctrica, por lo que recordó que en 2002 se realizaron los primeros estudios del tema en el sistema Charrúa-Ancoa-Alto Jahuel, que entregó las bases metodológicas para posteriores investigaciones, con miras a la interconexión SIC-SING. Por su lado, Fernando Liborati, director de Estudios Eléctricos de

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Coordinador Eléctrico Nacional pide avanzar en mejoramiento de fenómeno TRV

Argentina, planteó que el TRV “es la tensión que aparece producto de la interrupción de corriente cuando se abre el interruptor y se extingue el arco, o cuando se saca de servicio un reactor, lo que también provoca tensión transitoria de recuperación”.

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ESCENARIO ENERGÉTICO

Realizan primer ensayo de participación en servicios complementarios en un parque solar Engie Laborelec Chile y First Solar llevaron a cabo la primera prueba en Latinoamérica, y la segunda en el mundo, para la participación activa en servicios complementarios de una central fotovoltaica. El ensayo probó en tiempo real las capacidades de la Central Luz del Norte, de 141 MW, para brindar servicios complementarios como el Control Rápido de Frecuencia (Respuesta Inercial Sintética) y el Control Rápido de Tensión (respuesta tipo Statcom). Además, se realizó una simulación de la conexión de la planta al sistema de Control Automático de Generación (AGC), del Sistema Eléctrico Nacional. Sebastian Falkenberg, gerente general de Engie Laborelec Chile, explicó a Revista ELECTRICIDAD que este “fue el primer paso con la prueba operativa frente a representaste del sector para garantizar su objetividad. Los resultados serán presentados en un seminario público antes de que termine 2017”. Según los especialistas Sebastian Michels, de Engie Laborelec y Gabriel Ortiz, de First Solar, esta prueba, “demostró que las tecnologías ERNC tienen la capacidad de brindar servicios de balance (necesarios para la estabilidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico) y que, por lo mismo, sí es posible su participación en un mercado de servicios complementarios”.

Proyecto de ley de eficiencia energética inició su tramitación en el Congreso El proyecto de ley que establece un marco regulatorio para la eficiencia energética ingresó al Congreso a través del Senado, donde inició su tramitación. En esta iniciativa legal se consideran los aspectos relacionados con grandes consumidores de energía, el sector de transporte y la construcción de viviendas, además de recoger el trabajo pre legislativo desarrollado por el Ministerio de Energía en este tema, por lo que cuenta con el apoyo del gobierno, según indicó Ignacio Santelices, jefe de la División de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía. La iniciativa ingresó a la Comisión de Minería y Energía del Senado, a partir de una moción parlamentaria presentada por los senadores Antonio Horvath, Alfonso de Urrestri, Isabel Allende, Alejandro Guillier y Guido Girardi. Este proyecto forma parte de los compromisos de la Agenda de Energía Ignacio Santelices señaló que el Ministerio de Energía entregó su apoyo a los cambios regulatorios que se plantean en el proyecto de Ley, debido a que “recoge de muy buena manera todos los acuerdos y trabajos que se han hecho durante tres años de discusión pre legislativa en torno a la eficiencia energética”. “Desde el Ministerio estamos muy contentos , por lo que estamos muy comprometidos con esta iniciativa parlamentaria, vamos a apoyarla y esperamos que dentro de los próximos meses podamos tener una ley de eficiencia energética que nos permita efectivamente modernizarnos y dar un salto importante en cómo estamos haciendo la eficiencia energética en Chile”, sostuvo Santelices.

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ESCENARIO ENERGÉTICO

Con la entrega de un reconocimiento a sus integrantes por su participación entre 2016 y 2017 finalizó el ciclo del Consejo Editorial de Revista ELECTRICIDAD. Durante este periodo formaron parte de esta instancia: Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G.; Francisco Aguirre, director de Electroconsultores; Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía; Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional; José Tomás Morel, gerente de Estudios del Consejo Minero; Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía; Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile; Germán Henríquez, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Daniel Gómez, gerente de Regulación de Enel Distribución; Claudio Helfmann, gerente

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Revista ELECTRICIDAD entregó reconocimiento a miembros del Consejo Editorial por fin de ciclo

Desarrollo de Negocios de Enel Generación

de División Desarrollo Sustentable de Colbún.

Chile; David Noé, vicepresidente de Asuntos

En nombre de Rainer Schröer, director del

Corporativos y de Sustentabilidad de Transelec;

Programa de Energía de GIZ, el reconocimiento

Claudio Roa, académico de la Universidad de

fue recibido por parte de Renée Boche, en-

Concepción, y Juan Pablo Schaeffer, gerente

cargada de Comunicaciones del Programa.

Foto: Gentileza Eliqsa-Collahuasi .

XI Jornadas Técnicas Eliqsa-Collahuasi: Clientes libres advierten sobrecostos por transmisión Un mayor sobrecosto por los efectos de la Ley

la Asociación de Consumidores de Energía

de Transmisión y por la figura de los servicios

No Regulados (Acenor A.G.) durante las XI

complementarios, que deben incorporarse

Jornadas Técnicas Eliqsa-Collahuasi, que se

en el futuro dentro del sistema eléctrico,

realizaron en Iquique, y que abordaron el tema

advirtió Sergio Illanes, director del SING de

de operación y mantenimiento de los sistemas

eléctricos de potencia en la Gran Minería. El ejecutivo señaló que actualmente el sector también se ve enfrentado a los costos por el cargo de potencia y energía, la interconexión SIC-SING, los estudios de franjas de transmisión, los impuestos verdes y los cargos que tendrán a futuro los polos de desarrollo, por lo que afirmó que estas alzas, junto a las reducciones en los costos de generación, “se traspasarán a los clientes”. Según Illanes, los beneficios para el sector de los clientes libres del sistema eléctrico nacional se conocerán cuando se materialicen nuevos contratos con los generadores, “pero no por contratos antiguos, excepto si se extingan o modifiquen, pues deberán asumir un mayor sobrecosto por la Ley de Transmisión y servicios complementarios”. Otro punto abordado por el dirigente de Acenor fue el impacto por el menor precio de la energía registrado en las últimas licitaciones de suministro para clientes regulados, cuyo efecto en los consumidores libres “provoca cierta dificultad de traspasar precios de licitaciones reguladas a contratos, aunque se ha informado de renegociaciones vía ampliación de plazos y migración masiva de clientes regulados a libres, y ejercicios inéditos de agregación de demanda de clientes libres”.

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Informe Técnico Energía

PERSPECTIVAS

Capacidad instalada de la hidroelectricidad llegará a 8.000 MW a 2020 LA CAPACIDAD INSTALADA de la hidroelectri-

Estudio realizado por el Instituto de Ingenieros da cuenta de la menor participación de esta tecnología dentro de la matriz energética nacional, lo que fue comentado por el ex ministro de Energía, Máximo Pacheco, quien afirmó que este documento refleja la importancia de esta fuente para el futuro desarrollo eléctrico.

El documento fue comentado, durante el almuerzo mensual que realiza la asociación gremial, por el ex ministro de Energía, Máximo Pacheco, quien destacó la importancia para la energía renovable que tiene la hidroelectricidad, la cual actualmente representa el 27,8% de la matriz energética del país, debido al ingreso de otras tecnologías como la solar, eólica, y la geotermia.

Foto: Gentileza Instituto de Ingenieros de Chile.

cidad en el país llegará a cerca de 8.000 MW en la matriz energética local, de los cuales el 99,5% se ubicará en la zona centro-sur del territorio, según lo indica el estudio “Rol de la Hidroelectricidad en Chile”, elaborado por el Instituto de Ingenieros.

“Hoy tenemos un sector hidroeléctrico que ha sido golpeado por los combustibles fósiles y la verdad es que estamos llegando al final de esta era energética, por lo que este estudio es muy pertinente, considerando que Chile fue pionero en la tecnología hidroeléctrica”, planteó el ex ministro.

Análisis Pacheco también resaltó el aumento que tendrá la hidroelectricidad en capacidad instalada (8.000 MW) a 2020, precisando que este informe es muy interesante porque nos está diciendo que debemos ubicarnos en un entorno competitivo donde la hidroelectricidad tiene un rol importante”, agregó. 38

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Máximo Pacheco, ex ministro de Energía, en presentación del estudio “Rol de la Hidroelectricidad en Chile”.

En materia de centrales mini hidro, Pacheco señaló que antes de 2014 existían 50 de estos proyectos en operaciones en el país, por lo que valoró la construcción y operación de otras 50 centrales de este tipo desde 2014, además de

Energía

Las advertencias del informe En sus conclusiones en el informe se indica que para el caso chileno “será importante cambiar el discutible criterio actual de otorgar preferencia al desarrollo de las centrales mini hidráulicas y evitar la construcción de centrales de embalse, ya que serán estas últimas las que deberán afrontar la tarea de regular la intermitencia, ya sea de la energía solar o de la eólica”. “En consecuencia, deberán preverse, desde ya, todas las modificaciones de aquellas normas legales que dificulten la

construcción de este tipo de centrales, que constituirán una pieza clave en el aprovechamiento de las energías renovables intermitentes con que cuenta el país, entre ellas la posible incerteza jurídica de los derechos a aprovechamiento de las aguas en la hidroelectricidad y el costo de la patente por los derechos durante parte de la etapa de estudios de las centrales hidroeléctricas”, precisa el documento.

tileza Instituto de s: Gen Inge nie Foto ros de

“Tenemos 68 centrales por un total de 350 MW instalados, lo que no es tan malo pues le cambiamos la geografía al sector que pasó de 50 a 118 centrales, así que hay que seguir avanzando en las mini hidro”, aseveró. A su juicio los proyectos hidroeléctricos deben seguir ejecutándose, considerando la participación de las comunidades, pues argumentó que el rol de la hidroelectricidad se debe construir “con legitimidad social”, como uno de sus principales desafíos a futuro.

ile. Ch

otras 18 iniciativas que actualmente están en construcción.

Carlos Mercado Herreros, presidente del Instituto de Ingenieros de Chile en presentación del estudio “Rol de la Hidroelectricidad en Chile”.

40%, ha bajado su participación de mercado que tiene en la generación, de 45% a 27%”.

Tendencias El estudio también fue analizado por Juan Eduardo Vásquez, gerente de la División Negocios y Gestión de Energía de Colbún, quien sostuvo que actualmente la hidroelectricidad en Chile tiene cerca de 7.000 MW instalados, “de los cuales el 50% son unas 100 centrales de gran tamaño como embalses con capacidad de regulación que le han dado más seguridad al país, además de casi dos centenares de centrales de pasada, mini hidro incluidas, lo que comprueba que somos capaces de construir y utilizar esta tecnología de forma muy eficiente y segura”. En su opinión “lo que sorprende es que la capacidad instalada de la hidroelectricidad en Chile, a pesar de haberse incrementado en más de un

Será importante cambiar el discutible criterio actual de otorgar preferencia al desarrollo de las centrales mini hidráulicas y evitar la construcción de centrales de embalse”, dice el estudio “Rol de la Hidroelectricidad en Chile” del Instituto de Ingenieros.

Carlos Andreani realizó la presentación del informe.

Juan Eduardo Vásquez, gerente de la División Negocios y Gestión de Energía de Colbún expuso sobre la hidroelectricidad como fuente de energía.

“Estamos en el rango del 20% más seco en los últimos 20 años y eso es un fenómeno que debemos estudiar y comprender para que ver qué está pasando con los recursos hídricos”, agregó el ejecutivo de Colbún. Vásquez aseguró que es necesario mejorar los aspectos de institucionalidad y regulatorios para dar certeza a la inversión en este tipo de energía. “Todos los generadores se han puesto de acuerdo en plantear desde una perspectiva técnica en cuánto la hidroelectricidad puede aportar la operación del sistema a futuro y cuáles son las mejores prácticas o reglas para que regulatoriamente se den las señales correctas a todo el mercado. Estos estudios están en curso, están estructurados sobre la base de consultores locales e internacionales”. www.revistaelectricidad.cl | diciembre 2017 | Nº213

Reportaje Gráfico

EL ROMERO SOLAR

Se inaugura la planta

fotovoltaica en operación más grande de América Latina UBICADA EN LA COMUNA DE VALLENAR, en la Región de Atacama, la planta fotovoltaica El Romero Solar fue conectada a la red hace un año, tras construirse en un plazo récord de 13 meses. La instalación consta de 776.000 módulos fotovoltaicos con una superficie de captación solar de más de 1,5 millones de m2 (equivalente a 211 canchas de fútbol profesionales).

Se trata de una instalación de 246 MWp de potencia -196 MW nominales- la que ocupa una superficie de 280 hectáreas en el desierto de Atacama.

Ficha técnica • Nombre: El Romero Solar • Propietario: Acciona • Potencia nominal: 196 MW • Potencia máxima: 246 MWp • Módulos: 776.000 unidades • Tecnología: silicio policristalino • E structuras: fijas (196 km) • Evacuación energía: línea Pan de Azúcar - Montecillo

•S uperficie ocupada: 280 hectáreas. •S uperficie captación solar: 1,5 millones de m2. • Producción media: 493 GWh/año • Emisiones CO2 evitadas: 474.000 ton/año • Clientes: Google y distribuidoras.

Foto: Gentileza Acciona.

El Romero Solar es el segundo activo operativo propiedad de Acciona Energía en Chile, tras el parque eólico Punta Palmeras.

Desde el 1 de enero de este año, la planta suministra a Google, electricidad de origen renovable que cubre la totalidad del consumo eléctrico de la multinacional en Chile –en particular su centro de datos−, en virtud de un contrato con plazo de vigencia hasta 2030.

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A partir de enero de 2018 la planta empezará a suministrar energía a las distribuidoras del Sistema Eléctrico Nacional con arreglo a los contratos derivados de la licitación 2013/03-2 de diciembre de 2014, en la que su propietario, Acciona, resultó adjudicataria de hasta 600 GWh anuales durante un periodo de 15 años.

Reportaje Gráfico

El Ministro de Energía de Chile, Andrés Rebolledo, asistió a la inauguración de la planta fotovoltaica El Romero Solar.

Fotos: Gentileza Acciona.

El inicio de la construcción de la planta se efectuó en octubre de 2015 y la puesta en marcha se realizó en noviembre de 2016.

Próximos pasos José Manuel Entrecanales, presidente de Acciona detalló a Revista ELECTRICIDAD que los próximos proyectos de la compañía son dos iniciativas eólicas, una en La Araucanía y otra en Valdivia. “Tenemos una larga lista en carpeta con distintos grados de avance y tenemos la expectativa que en un plazo de siete años llegaremos a 1.000 MW de capacidad instalada en Chile y a 2.000 MW en Latinoamérica”, dijo el ejecutivo, agregando que “yo no conozco ningún sitio del mundo con las condiciones humanas, de talento, jurídicas, de estabilidad y seriedad por lo cual los animo a invertir aquí”.

Alrededor de 400 personas trabajaron en la construcción de la planta fotovoltaica

Captación solar: Los paneles solares reciben directamente la energía lumínica del sol.

Así funciona la planta solar Subestación 33kV/220kV

Producción de electricidad: Debido al efecto fotovoltaico, las células solares contenidas en los paneles transforman la luz del sol en electricidad.

Red

Inversión de corriente: La corriente continua (DC) producida por los paneles solares es conducida por cables aéreos y subterráneos hasta las estaciones de potencia, donde los inversores la transforman en corriente alterna (AC), la que se utiliza en las aplicaciones eléctricas más comunes.

Módulos fotovoltaicos (776.000)

Estaciones de potencia (60) 3 inversores DC/AC 1 transformador 415V/33kV

Consumidores

Elevación de voltaje: La baja tensión de la electricidad producida en los paneles (415V) es elevada a media tensión (33 kV) en las estaciones de potencia y posteriormente a alta tensión (220 kV) en la subestación. Evacuación a red: La electricidad en alta tensión ya es apta para su inyección a la red eléctrica, que la distribuirá hasta los puntos de consumo.

Fuente: Acciona.

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Energía

ELECTROMOVILIDAD

El impulso de la

Fórmula E a la industria eléctrica EXISTE UNA RAZÓN ESTRATÉGICA para que Chile reciba a la Fórmula E el próximo 3 de febrero en las calles de Santiago. La serie que estimula la creación de tecnología y seguridad de los vehículos eléctricos emplea insumos que provienen principalmente de tierra chilena. Bobinas, cableado y baterías son ricas en cobre y litio. De este modo, no es extraño el apoyo transversal al evento deportivo creado por la Federación Internacional de Automóviles en 2012.

La cuarta ronda del campeonato FIA Formula E de este año se corre el próximo 3 de febrero en Santiago. Motores fabricados con cobre y baterías de litio mostrarán toda su potencia en el circuito.

Los vehículos de la Fórmula E son iguales para todos los competidores y solo el motor puede ser diseñado por la escudería participante. El monocasco de fibra de carbono y aluminio lo proporciona la italiana Dallara y las baterías de ion litio de 200 kilos y 200 kW de potencia las entrega la inglesa Williams Advanced Engineering. El gerente de E-Solutions de Enel Chile, Simone Tripepi, explica a Revista ELECTRICIDAD que las baterías de la Fórmula E se cargan con un equipo DC de 50 kWh, similar al que usan los vehículos eléctricos convencionales en los puntos de carga o electrolineras. Es un proceso sin riesgo para el operador, ya que no existen emisiones de gases combustibles o la posibilidad de una descarga accidental. “En esencia, son baterías de automóviles eléctricos, pero mejoradas tecnológicamente. El gran beneficio

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Foto: Gentileza Fórmula E.

La primera competencia de la Fórmula E se corrió en Beijin en septiembre de 2014. Por primera vez, un tren motriz totalmente eléctrico mostraba que era capaz de brindar una aceleración y velocidad de competencia. Londres, París, Nueva York y otras capitales recibieron después a este evento deportivo y sus particulares características.

Medición de la carga de un monoplaza de la Fórmula E.

es que todos estos desarrollos tecnológicos son incorporados por las marcas automotrices en las próximas generaciones de vehículos eléctricos”, enfatiza Tripepi. El tren motriz normalmente está compuesto por un inversor que transforma la corriente continua de la batería en corriente alterna; un motor de 26 kilos que carga las bobinas de cobre del estator para repeler los imanes del rotor a 20 mil rpm; y la transmisión que alimenta las ruedas. El motor produce así 270 hp de potencia, calor que disipan dos enormes radiadores ubicados a cada lado del vehículo y 80 decibeles de un ruido característico.

Energía

Construir una industria en torno a la electromovilidad El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, sostiene a este medio que la Fórmula E es una competencia que permite incentivar el uso de energía limpia en el transporte, al mostrar la máxima potencia que alcanzan los vehículos eléctricos. Actualmente, un tercio de la energía que consumimos se emplea para movilización, la cual proviene casi en su totalidad de petróleo importado que contribuye en un 20% a las emisiones atmosféricas de CO2.

Tabla: Comparación de la Fórmula E y la Fórmula Uno MOTOR / FÓRMULA Potencia Peso Revoluciones 0 – 100 K/h Ruido

E 270 HP 26 K 20.000 RPM 3 SEG 80 DB

UNO 950 HP 145 K 15.000 RPM 2.6 SEG 128 DB

Fuente: FIA, SRT.

Rebolledo proyecta que “con una regulación necesaria, logística y condiciones de mercado, el 40% de los vehículos en Chile serán eléctricos en 2050, ahorrando al país US$3.300 millones anuales y evitando 11 millones de toneladas de CO2”. Las cifras que maneja el ministerio de Energía implican pasar de las 132 unidades que actualmente recorren nuestras calles, a superar los cinco millones de vehículos eléctricos en las próximas tres décadas. El gerente de Desarrollo Estratégico de Albemarle, Ney Fauré, agrega que la mayor demanda de vehículos eléctricos incentivará la producción de litio. Sin embargo, aclara que tener grandes reservas en las salmueras del Norte no es suficiente para entregar al mercado un producto de alto valor agregado, como el que precisa

la industria de baterías de litio. “Si bien este mineral es utilizado en múltiples aplicaciones, es especialmente intensivo en la batería de un auto eléctrico, la que puede llegar a contener 80 kilos de litio; y un bus eléctrico, más de 250 kilos”. Por este motivo, Fauré destaca el reciente acuerdo con Corfo para intensifica la explotación de litio y convertir a Albemarle en el principal productor de este mineral en Chile en 2020. “Este contrato establece que el 25% de la producción sea vendida a un precio preferente a empresas que se instalen en Chile para generar productos asociados al litio. Por ejemplo, las partes de una batería de litio”. El parque industrial para la producción de baterías de litio que construirá el consorcio chino-coreano entre MTL Shenzen Group, Vision Group y Kanhoo Group por US$2.000 millones en el Norte es parte de estas iniciativas. La primera etapa de la inversión permitirá contar con baterías chilenas el segundo semestre de 2018. Etapas posteriores incluirán fábricas de productos electrónicos y posiblemente vehículos eléctricos.

Características de un auto eléctrico de la Fórmula E

Fuente: Elaboración de Sebastián Pérez en base a información de fiaformulae.com.

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Empresas

RAINER SCHRÖER, DIRECTOR DEL PROGRAMA DE ENERGÍA DE GIZ

“El hidrógeno es el valor agregado de la energía limpia” lógica del hidrógeno (H2), ya que su utilización no genera CO2, puede almacenar y producir energía, además de obtener combustibles sintéticos. Durante 2017 el Programa de Energía de GIZ trabajó en distintas iniciativas para su promoción, detalla a este medio Rainer Schröer, director del Programa de Energía de GIZ. ¿Por qué GIZ impulsa el hidrógeno en Chile? El hidrógeno a partir de energías renovables puede ser incluido en la matriz energética, puesto que su producción y almacenamiento son comercialmente factibles, permitiendo su aplicación en distintos sectores económicos, como transporte, redes de gas y aplicaciones industriales. Países como Japón, Alemania y Estados Unidos, lo están utilizando específicamente para transporte y almacenamiento energético. ¿Cómo se puede incorporar el H2 en la matriz aprovechando las ventajas locales? En Chile el potencial de generación renovable se estima en 1.865.000 MW y el costo de las ERNC ha disminuido, sobre todo el de la energía solar, tal como vimos en la última licitación en la que el precio llegó a US$21,5 por MWh, lo que permite la producción de hidrógeno “verde” a bajo costo.

Una de las ventajas del almacenamiento de energía con este elemento, explican en la Agencia de Cooperación Internacional Alemana, es que se podría complementar la variabilidad natural que presentan actualmente las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). no con ERNC, para el desarrollo de aplicaciones en el campo de la minería y almacenamiento energético. Luego organizamos la primera mesa de hidrógeno, para generar un diálogo entre empresas mineras, desarrolladores, generadoras y organismos de gobierno, sobre sistemas innovadores para provisión, distribución y uso del hidrógeno en la minería u otros sectores. Hoy estamos trabajando junto a Corfo y el Programa Solar en el apoyo de proyectos, además publicaremos un libro sobre el estado actual del hidrógeno y sus potenciales aplicaciones para Chile.

Foto: Gentileza GIZ.

EN CHILE YA SE HABLA DE LA REVOLUCIÓN tecno-

Rainer Schröer, director del Programa 4e de GIZ Chile.

¿Cuáles fueron las líneas de trabajo abordadas durante 2017 en cuanto a su promoción? Durante este año organizamos la conferencia internacional “Hidrógeno con Energías Renovables”, que reunió a expertos internacionales para discutir nuevas perspectivas en la producción de hidróge-

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MERCADO ELÉCTRICO

Alema realiza capacitación sobre medidores a empresa eléctrica municipal de Til Til Alema, empresa especializada en la comercialización de equipos de medición eléctrica, realizó una capacitación sobre medidores a personal técnico de la Empresa Eléctrica Municipal de Til Til, donde se presentaron todos los modelos de medidores certificados por Alema para el mercado nacional y soluciones tecnológicas de medidas para la interrogación y corte de suministro eléctrico en forma remota. En la instancia, se presentaron las ventajas, funcionalidades y diferencias entre las tecnologías PLC y Radio Frecuencia (RF). La charla concitó el interés de los ejecutivos de la distribuidora eléctrica, representados por Rubén Bustos (gerente general), Juan Carlos López (jefe de Explotación), Luis Barrera (jefe de Instalaciones) y Juan Arroyo (encargado de Medida). "Esta actividad, se enmarca en la constante preocupación de Alema por transferir conocimiento y experiencia técnica a sus clientes, para maximizar la explotación y funcionalidad de sus equipos y de esta forma conseguir resultados exitosos en la medición de consumo de energía eléctrica", informó la empresa mediante un comunicado.

Schneider Electric presentó solución de enfriamiento para centros de datos de gran escala Schneider Electric mostró su solución de enfriamiento Ecoflair Indirect Air Economizer, disponible en módulos de 250 kW y 500 kW. De acuerdo a lo informado por la empresa, este sistema logra reducir los costos de operación en 60%, respecto de tecnologías basadas en agua fría o refrigerante. La solución tecnológica está destinada a centros de datos de alta escala, moviendo el aire frío desde el piso al exterior de la instalación donde está funcionando, además de liberar espacio para los equipos de tecnologías de la información. La empresa destacó también la flexibilidad del equipo, debido a su diseño modular, lo cual permite contar con opciones de personalización de acuerdo a las condiciones específicas donde es aplicado, simplificar el despliegue y la instalación (lo que aumenta su capacidad de servicio) y reducir costos, prevenir la acumulación de residuos, lo cual incrementa el rendimiento y optimiza el mantenimiento y la eliminación de riesgos de corrosión por humedad o por la exposición a elementos que la provocan.

Tecnologías de ABB están presente en 5% de las plantas solares más grandes de Chile Subestaciones, inversores y centros de transformación son las soluciones de ABB presentes en cinco de las 10 plantas solares fotovoltaicas más grandes de Chile, según el ranking elaborado por el Ministerio de Energía. Los inversores provisionados por la empresa a proyectos operativos en el país representan más de 566 MW de base instalada que se verá incrementada hasta superar los 672 MW a fines de 2018. Es así como en la planta El Romero Solar, con una potencia nominal de 196 MW, ABB suministró 60 centros de transformación PVS800-IS, de 3,6 MW, los cuales incorporan, además de los inversores, todo el equipamiento de media tensión requerido para su conexión (transformadores y celdas). Por otra parte, en la planta fotovoltaica Bolero se proporcionaron 94 inversores modelo Ultra-1500.0-TL-Outd de la compañía sueco-suiza, siendo su potencia nominal de 146 MW. Adicionalmente, ABB entregó 42 transformadores en aceite de 1.600 kVA, devanados en aluminio y refrigerados en aceite mineral, para la planta Luz del Norte de 141 MW de potencia. En Conejo Solar, la participación se basó en el suministro de 52 centros de transformación ABB-MWS-2400 que incluyen inversores PVS800 de hasta 1,2 MW, alcanzándose de esta forma los 104 MW en la planta. Por último, una subestación con alcances de equipamientos primarios, celdas de media tensión, sistemas de control y protección en la Planta Solar Carrera Pinto que contempla 73,50 MW.

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Designaciones Acera

Enel Distribución adjudicó a la empresa Ingesat el servicio de obras y mantenimiento de las subestaciones de la compañía distribuidora en la Región Metropolitana. El contrato tiene como objetivo el mantenimiento de los transformadores de poder, cambiadores de taps bajo carga, interruptores de AT y MT, entre otros, además del análisis de aceite de los transformadores, el cual se llevará a cabo en el laboratorio de líquidos aislantes. Además, se consideran obras de montaje de transformadores, TT/PP, TT/CC, interruptores, los ensayos eléctricos y los sistemas de protecciones y controles con una vigencia de 29 meses. “Para Ingesat es una satisfacción y un desafío poder llevar a cabo este servicio, pues involucra todas nuestras líneas de negocio en mantenimiento de subestaciones, transformadores y ensayos, protecciones y control, proyecto y construcción de SS/EE y laboratorio de líquidos aislantes”, destacó la empresa mediante un comunicado.

Eaton entrega 19 unidades de aislamiento para tensiones de hasta 24 kV en distribución Eaton industries concretó la entrega de 19 unidades para una compañía de distribución eléctrica a nivel nacional, las que se suman a la histórica demanda que la compañía tiene en este ámbito desde los primeros diseños, hace más de 20 años. La solución se llama DGE (Dog-house Eaton) y ha sido diseñada “en una sólida estructura de aislamiento para tensiones de hasta 24 kV y basada en nuestra reconocida tecnología de aislación de vacío libre de SF6, convirtiendo a nuestra DGE en una solución ecológicamente responsable con el medio ambiente”, destacaron en la empresa mediante un comunicado. “Con una vida útil por sobre las 20 mil operaciones y validada sísmicamente para IBC Zona 4, el diseño estándar de la DGE de Eaton permite una reducción en los plazos de entrega, además de una fácil instalación, transporte y montaje en terreno, destacando principalmente en aplicaciones para redes de distribución, bancos de condensadores y subestaciones de trasformación”, se agregó.

MERCADO ELÉCTRICO

Ingesat se adjudicó servicios de obras y mantenimiento en subestaciones de Enel Distribución

JOSÉ IGNACIO ESCOBAR fue reelecto como presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera). El ejecutivo también es el gerente general de Acciona Chile. Es ingeniero civil industrial con mención en Electricidad de la Pontificia Universidad Católica de Chile y magíster en Regulación Económica en la Universidad Adolfo Ibáñez.

Ecom Energía Chile RODRIGO CABRERA ORTIZ asumió la gerencia comercial de Ecom Energía Chile. El ejecutivo es ingeniero civil mecánico de la Universidad de Concepción, Magíster en Administración de Empresas de la Universidad de Chile, Magíster en Regulación de la Universidad Adolfo Ibáñez y Diplomado en Derecho de la Libre Competencia de la Universidad Católica de Chile.

Reliable Nueva Energía SEBASTIÁN MUCI OVALLE asumió como analista comercial en Reliable Nueva Energía, empresa dedicada a entregar servicios de integración de proyectos energéticos al sistema eléctrico nacional. Muci es ingeniero civil electricista de la Universidad Técnica Federico Santa María.

ZC Abogados ENRIQUE SEPÚLVEDA RODRÍGUEZ puso en marcha un área especializada en regulación del mercado eléctrico en las nuevas oficinas de ZC abogados. Sepúlveda es licenciado en Derecho de la Universidad Complutense de Madrid, especializado en las áreas de mercados regulados y servicio público. Fue subsecretario (s) de Economía y jefe de la División Jurídico Legislativa del Ministerio de Economía entre 1999 y 2004, además de haber sido integrante del Panel de Expertos entre 2004 y 2016.

Ingeteam destaca uso de drones para mejorar el rendimiento de las plantas fotovoltaicas La empresa española Ingeteam destacó el proyecto de investigación basado en la utilización de drones para optimizar el rendimiento de plantas fotovoltaicas, con el fin de “conseguir una alta rentabilidad que les permita competir con otras fuentes de energía tanto fósiles como renovables”. El primer servicio de inspección con drones se realizará a lo largo del próximo año. El dron cuenta con sensores incorporados, algoritmos que permiten detectar y clasificar las posibles causas de reducción del rendimiento de los paneles (roturas, suciedad o degradación), otros algoritmos que facilitan indicadores fiables y robustos del rendimiento técnico y económico

del sistema y una aplicación de optimización de las actividades de mantenimiento. Según Ingeteam, “las mejoras que aportará el proyecto a nivel operativo supondrá mejorar la inspección de los paneles, reducir los tiempos de toma de medidas y post-procesado, así como realizar las actividades de operación y mantenimiento con los mínimos costes, maximizando el tiempo de vida de la planta”. El proyecto aborda el desarrollo de nuevas tecnologías en dos ramas. Por un lado, la monitorización y el tratamiento de señales para la inspección y la detección automática de fallos en paneles fotovoltaicos mediante la utilización de sensores más eficientes y, por

otro lado, las tecnologías de la información, desarrollando algoritmos avanzados de clasificación de fallos, estimación del estado de la planta solar y optimización de estrategias de mantenimiento. www.revistaelectricidad.cl | diciembre 2017 | Nº213

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