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Con el apoyo de Mercados Energéticos Consultores S.A.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

ANALISIS TECNICO Y ECONOMICO

DE UNA INTERCONEXION SING - SIC

INFORME FINAL

DICIEMBRE 2011

SYNEX – MERCADOS

Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final

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ANALISIS TECNICO Y ECONOMICO DE UNA

INTERCONEXION SING - SIC

INFORME DE AVANCE N°1

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN................................................................................................................................................. 4

PARTE 1: ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS PROYECTOS DE INTERCONEXIÓN..................................... 7

DESCRIPCIÓN Y OBJETIVOS ......................................................................................................................... 7

OBJETIVO PRINCIPAL ........................................................................................................................................... 7 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................................................................................................... 7

PROPUESTAS DE INTERCONEXIÓN ENTRE EL SIC Y EL SING ........................................................... 7

DEFINICIÓN DEL AÑO DE INICIO DE LA POSIBLE INTERCONEXIÓN ......................................................................... 7 IDENTIFICACIÓN DE LAS S/E CANDIDATAS EXTREMOS DE LA INTERCONEXIÓN .................................................... 7 ESPECIFICACIONES DE BASE DE LAS POSIBLES SOLUCIONES ............................................................................... 10

EVALUACIÓN DE CUATRO PROYECTOS DIFERENTES....................................................................... 12

SOLUCIÓN EN CORRIENTE ALTERNA (AC)......................................................................................................... 13 1.1.1 Selección de la Tensión y de la Sección del Conductor ............................................................... 13 1.1.2 Líneas en AC ................................................................................................................................ 13 1.1.3 Estaciones AC a 500KV ............................................................................................................... 13 1.1.4 Costos de Capital para Líneas y Estaciones:............................................................................... 14 1.1.5 Lay-Out y Ocupación del Terreno: .............................................................................................. 14 1.1.6 Pérdidas ....................................................................................................................................... 18

SOLUCIÓN EN CORRIENTE CONTINUA (HVDC) ................................................................................................. 18 1.1.7 Selección de la Tensión y de la Sección del Conductor ............................................................... 18 1.1.8 Línea HVDC................................................................................................................................. 21 1.1.9 Estaciones HVDC ........................................................................................................................ 22 1.1.10 Costos de Capital para Líneas y Estaciones:............................................................................... 23 1.1.11 Lay-Out y Ocupación del Terreno: .............................................................................................. 23 1.1.12 Pérdidas:...................................................................................................................................... 24

ESTUDIOS ELÉCTRICOS PRELIMINARES................................................................................................ 24

EVALUACIONES DEL NIVEL DE POTENCIA DE CORTOCIRCUITO .......................................................................... 25 1.1.13 Evaluaciones del ESCR para las Condiciones N y N-1 – Lado SING ......................................... 25 1.1.14 Evaluaciones del ESCR para las Condiciones N y N-1 – Lado SIC ............................................ 29

VALORIZACIÓN DE LAS SOLUCIONES PROPUESTAS.......................................................................... 33

CONCLUSIONES ............................................................................................................................................... 34

REFERENCIAS .................................................................................................................................................. 34

PARTE 2: EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LOS PROYECTOS DE INTERCONEXIÓN ................... 35

PARTE 3: ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA NORMA TÉCNICA DE CALIDAD Y SEGURIDAD DE SERVICIO........................................................................... 36

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ANEXO 1 ............................................................................................................................................................. 37

INTRODUCCIÓN SOBRE EL ÍNDICE SCR Y ESCR................................................................................................. 37

Índice de las TABLAS

Tabla 1: S/E candidatas como extremos de la posible interconexión y relativas longitudes entre ellas.........................................9 Tabla 2: Solución en AC, Costos de Capital para S/E y Líneas en cada alternativa de interconexión.........................................14 Tabla 3: Solución en AC, Perdidas [MW] y [MWh] determinadas para cada alternativa de interconexión...................................18 Tabla 4: Solución en HVDC, Costos de Capital para S/E y Líneas en cada alternativa de interconexión ...................................23 Tabla 5: Solución en HVDC, Perdidas [MW] y [MWh] determinadas para cada alternativa de interconexión..............................24 Tabla 6: Niveles de Cortocircuito y determinación del índice ESCR – Lado SING......................................................................29 Tabla 7: Niveles de Cortocircuito y determinación del índice ESCR – Lado SIC.........................................................................32 Tabla 8: Costos totales actualizados para las Soluciones propuestas........................................................................................33

Índice de las FIGURAS

Figura 1: Esquema unifilar simplificado del SIC zona Norte al 2019.............................................................................................8 Figura 2: Esquema unifilar simplificado del SING zona central al 2019 ........................................................................................8 Figura 3: Esquema unifilar simplificado con la Interconexión SIC-SING, alternativa: Cardones-Encuentro...................................9 Figura 4: Esquema unifilar simplificado con la Interconexión SIC-SING, alternativa: Cardones-El Cobre...................................10 Figura 5: Posible estructura para el doble circuito en estructura simple, propuesta para: Solución AC.......................................11 Figura 6: Posible lay-out de la nueva subestación de El Cobre 500kV – Solución en AC...........................................................11 Figura 7: Posible estructura para el Dipolo en estructura simple, propuesta para la - Solución HVDC .......................................11 Figura 8: Posible lay-out de la Estación de Conversión – Solución en HVDC.............................................................................12 Figura 1: Lay-out de la S/E de Cardones 500kV con expansión para el enlace SIC-SING - Solución en AC..............................14 Figura 2: Vista de detalle de la S/E de Cardones existente (a 220kV)........................................................................................15 Figura 3: Vista ampliada de la zona de la S/E de Cardones existente........................................................................................15 Figura 4: Vista de detalle de la S/E de Encuentro existente (a 220kV) .......................................................................................16 Figura 5: Vista ampliada de la zona de la S/E de Encuentro existente .......................................................................................16 Figura 6: Vista de detalle de la S/E de El Cobre existente (a 220kV) .........................................................................................17 Figura 7: Vista ampliada de la zona de la S/E de El Cobre existente .........................................................................................17 Figura 8: Sección óptima del conductor para 1500MW y 600km de longitud – Solución en HVDC.............................................19 Figura 9: Sección óptima del conductor para 1500MW y 490km de longitud – Solución en HVDC.............................................20 Figura 10: Sección óptima del conductor para 1000MW y 600km de longitud – Solución en HVDC...........................................20 Figura 11: Sección optima del conductor para 1000MW y 490km de longitud – Solución en HVDC...........................................21 Figura 12: Esquema de la estación y detalle de la disposición de las principales zonas - Solución en HVDC ............................22 Figura 1: Niveles de cortocircuito en el SING en condición N (IEC 909).....................................................................................26 Figura 2: Niveles de cortocircuito en el SING en condición de contingencia N-1, caso 1 (IEC 909)............................................27 Figura 3: Niveles de cortocircuito en el SING en condición de contingencia N-1, caso 2 (IEC 909)............................................27 Figura 4: Niveles de cortocircuito en el SIC en condición N (IEC 909)........................................................................................30 Figura 5: Niveles de cortocircuito en el SIC en condición de contingencia N-1, caso 1 (IEC 909)...............................................31 Figura 6: Niveles de cortocircuito en el SIC en condición de contingencia N-1, caso 2 (IEC 909)...............................................32 Figura 1: Conversora equipada con CCC que limita el consumo de reactivo desde el sistema AC ............................................38 Figura 2: Variación del reactivo Q en función de la potencia activa P de convertidor HVDC (IEC 919).......................................39

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ANALISIS TECNICO Y ECONOMICO DE UNA INTERCONEXION SING – SIC

INFORME FINAL

INTRODUCCIÓN

En los últimos años se ha observado un aumento de la demanda de energía en los dos mayores sistemas eléctricos que conforman el mercado chileno: el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC). Por otro lado, unido a la madurez de los mencionados sistemas, el avance tecnológico de las últimas décadas permite afirmar inequívocamente que no existe un impedimento técnico para desarrollar una interconexión entre el SING y el SIC. En un análisis preliminar, una interconexión podría tener importantes ventajas para la operación de los sistemas eléctricos de nuestro país, en la medida en que la variabilidad hidrológica del SIC hace esperable la existencia de transferencias significativas de energía originadas en el diferencial de precios entre sistemas, así como también beneficios asociados al desarrollo de un Plan de Obras conjunto optimizado. Lo anterior, sin perjuicio de otra serie de beneficios que los agentes económicos pudieran percibir en una circunstancia como la descrita. No obstante las ventajas que en principio tendría una interconexión entre los sistemas, en el análisis formal de su conveniencia, mediante una evaluación económica del proyecto elegido, confluyen una serie de factores que podrían hacer difícil la identificación de los elementos mínimos que deben ser considerados para efectos de respaldar fundadamente la toma de decisiones respecto del tema, más aún, tomando en consideración el carácter endógeno de la definición de cada una de las variables, en el contexto de la determinación de una solución definitiva. A modo de ejemplo, la solución óptima podría no ser independiente de la estructura específica de coordinación entre los dos sistemas. Asimismo, resulta de alta complejidad estimar los beneficios y costos de la opción particular que se esté discutiendo. En el marco del análisis de la interconexión SING - SIC, la Comisión Nacional de Energía (CNE) ha desarrollado dos estudios, con la colaboración de consultores externos. El primero de ellos establece los beneficios de la interconexión, simulando la operación de los sistemas para distintos niveles de capacidad de potencia de la interconexión. Por otro lado, en el segundo, se realizó una definición y valorización detallada del desarrollo de una interconexión en corriente continua, basado en un criterio experto para determinar las características generales del mencionado enlace. Contando con estos antecedentes, la CNE ha decidido avanzar a la etapa final del análisis de una posible interconexión entre el SING y el SIC, licitando un estudio que incorpore los aspectos aún pendientes requeridos para que sea posible tomar una decisión respecto del tema. Dado que el desarrollo de una interconexión entre los sistemas es una decisión que tendría repercusiones en los mercados eléctricos tanto del SIC como del SING, y que representa una opción que contiene costos y beneficios con carácter de estimaciones bajo incertidumbre, es esencial contar con un análisis completo del problema, que integre sus diversos aspectos en una perspectiva analítica coherente y auto-contenida. Dicha perspectiva incluirá, en la práctica: aspectos técnico-eléctricos; aspectos económicos, para implementar una evaluación económica; aspectos regulatorios, asociados a los mecanismos de operación; y aspectos normativos, por cuanto es importante que se analice la coherencia de las actuales regulaciones con la eventual realización de una interconexión de carácter troncal entre el SING y el SIC.

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Para realizar el estudio, la CNE contrató a SYNEX Ingenieros Consultores firma que para estos efectos ha incorporado la asesoría de Mercados Energéticos Consultores. En el desarrollo del estudio el Consultor presentó dos informes de avance conteniendo las materias indicadas en las bases técnicas emitidas por la CNE. El primer informe de avance incluyó la identificación detallada del diseño técnico de los proyectos de interconexión, para las 4 alternativas solicitadas por la CNE en las bases técnicas: dos alternativas de tamaño (1000 MW y 1500 MW) y dos tecnologías (corriente alterna y corriente continua), y los costos de inversión a nivel de experto de la interconexión en sus 4 alternativas, junto con el cronograma de ejecución de las obras. El Informe de Avance N° 2 identificó las obras de expansión de centrales y líneas de transmisión requeridos para la operación del sistema durante el período de análisis, vinculado a cada una de las 4 alternativas de interconexión en base a las proyecciones de demanda y precios de combustibles efectuadas por el consultor, e identificar la obras de expansión de centrales y líneas de transmisión requeridos para la operación de los sistemas SIC y SING bajo el escenario en que no se efectúa un proyecto de interconexión. Además este informe determinó la operación económica del parque generador del sistema para cada uno de los escenarios de expansión con y sin interconexión, tomando en consideración la variabilidad hidrológica, y particularmente identificó la operación esperada de transmisión de la línea de interconexión, en cada alternativa. Por otra parte, identificó los beneficios y costos asociados a las alternativas de interconexión necesarios para la evaluación económica de los proyectos. Este Informe Final presenta la totalidad del desarrollo del estudio, incluyendo la adecuación de las materias contenidas en los informes de avance, según las observaciones efectuadas por la CNE a los mismos. El informe se ha organizado en las siguientes 3 partes, con el contenido que en cada caso se señala: Parte 1: Análisis técnico de los proyectos de interconexión Contiene la identificación del diseño técnico de proyectos de interconexión, de carácter troncal, la especificación técnica básica de las líneas, subestaciones y equipos. Además efectúa la valorización de las obras a nivel de experto y establece el cronograma de ejecución de obras para cada proyecto de interconexión. Parte 2: Evaluación económica de los proyectos de interconexión Contiene la identificación de las obras de expansión de centrales y líneas de transmisión requeridos para la operación del sistema durante el período de análisis, vinculado a cada proyecto de interconexión en estudio, en base a las proyecciones de demanda y precios de combustibles efectuadas por el consultor, y la identificación de la obras de expansión de centrales y líneas de transmisión requeridos para la operación de los sistemas SIC y SING bajo el escenario en que no se efectúa un proyecto de interconexión. Además determina la operación económica del parque generador del sistema para cada uno de los escenarios de expansión con y sin interconexión, tomando en consideración la variabilidad hidrológica, identifica la operación esperada de transmisión de la línea de interconexión. Finalmente describe y evalúa los beneficios y costos asociados al desarrollo de una línea de transmisión de carácter troncal, estableciendo criterios económicos para evaluar las distintas alternativas de interconexión. Se identifica el diferencial de costos marginales entre sistemas y otros aspectos relevantes para la comparación de las alternativas, y se debe establece un listado detallado de los costos y beneficios a considerar en la evaluación cuantitativa de cada alternativa de interconexión.

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Parte 3: Estudios eléctricos de verificación del cumplimiento de la norma técnica de calidad y seguridad de servicio Teniendo presente las alternativas técnicas de interconexión definidas en la Parte 1 y los despachos de generación y flujos resultantes por la línea de interconexión y los demás tramos del SIC y del SING, se realizan los estudios eléctricos básicos para cada solución de transmisión para mostrar a nivel conceptual el cumplimiento de los estándares de calidad técnica de cada una de las soluciones.

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PARTE 1: ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS PROYECTOS DE INTERCONEXIÓN

DESCRIPCIÓN Y OBJETIVOS

Objetivo Principal

El objetivo general del Estudio es contar con una evaluación económica de la alternativa óptima de interconexión eléctrica entre el SING y SIC, por medio de un documento de carácter auto-contenido y completo, incorporando ordenadamente los diferentes aspectos del problema. Estos aspectos son de naturaleza técnico-eléctricos, económicos, regulatorios y normativos. El análisis que se realice debe circunscribirse al estudio de la posibilidad de realizar una interconexión mediante una línea de transmisión de carácter troncal, considerando las alternativas de corriente alterna y continua, para una capacidad de transmisión de la línea de 1.000 MW y 1.500 MW.

Objetivos Específicos

En el presente Informe se reporta el ítem de las Bases correspondiente al “Informe de Avance N°1” que, como actividades mínimas requiere:

• Identificación del diseño técnico de proyectos de interconexión;

• la evaluación de cuatro proyectos diferentes;

• realización de algunos estudios eléctricos básicos;

• valorización de las soluciones propuestas;

PROPUESTAS DE INTERCONEXIÓN ENTRE EL SIC Y EL SING

Definición del año de inicio de la posible interconexión

Dados los niveles de potencia que debe satisfacer la posible interconexión (1000 y 1500MW) y teniendo en cuenta los Planes de Expansión de los sistemas SIC y SING es que se considera el año 2019 como el más probable y realístico a considerarse como año de ingreso de la interconexión.

Identificación de las S/E candidatas extremos de la Interconexión

Para la definición del año más conveniente de entrada en servicio del enlace así como para la definición de los respectivos terminales resulta necesario focalizarse, al menos para el SIC, en el extremo norte del sistema, mientras en el SING se debe tener en cuenta del grado de mallado y de la capacidad de transporte de las líneas convergentes a las diferentes subestaciones de mayor tensión del sistema de transmisión. En los siguientes esquemas unifilares simplificados se ilustran los estados previstos al año 2019 para los sistemas de transmisión troncal del SIC y del SING orientados a cumplir los requisitos mencionados arriba:

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Polpaico

Nogales

LVilos LPalmas PAzucar PColor Maintencillo Cardones

ACAR 4x700MCMcomp. serie 40%

400km

3600MVA


329km

3600MVA

Quillota

ACAR 850 MCM

2200MVA 450MVA

3000MVA

75km

50km 27km

AAC 1113 MCM Marigold

97km 70km 158km 84km 113km 133km

780MVA394MVA394MVA450MVA450MVA

AASC 740.8MCM

FLINT 740.8 MCMAAAC Flint AAAC Flint AAAC FlintAAAC Flint

450MVA

AAAC Flint

220kV

500kV

500kV

500kV

220kV220kV

2x750MVA

5410MVA

Lo A

guir

re

31km

ACAR 4x700MCM

2x750MVA

1x750MVA

Polpaico

220kV

220kV 220kV

0.762kA

0.518kA

2x

1x76km

198MVA

Cardones

AASC 740.8MCM

C.Pinto

72km

D.Almagro

Paposo

220kV

220kV

185km

ACAR 1400 MCM

570MVA

PAzucar

Figura 1: Esquema unifilar simplificado del SIC zona Norte al 2019

El Cobre

220kV

3km275MVA

Laberinto220kV

Esperanza

80km

760MVA

220kV

144km

1350MVA

Encuentro220kV

Collahuasi

220kV

Crucero

1km

810MVA

220kV

201km220kV

Chacaya

Atacama

220MVA

153km

832MVA

Spence220kV

320MVA

67km

153km

875MVA

El Tesoro220kV

125MVA

90km

Mejillones

220kV

380MVA

1.3km

El Gaby220kV

59km

380MVAN.Zaldivar220kV

220kV

Andes

Sulfuros220kV

Domeyko220kV

123km

275MVA

63km

640MVA

95km

455MVA

13km

295MVA

1km

295MVA

205km

205km

515MVA

Figura 2: Esquema unifilar simplificado del SING zona central al 2019

En un escenario previsto al año 2019 bastante realista para la posible entrada en servicio de la interconexión, se proponen las subestaciones (S/E) candidatas que podrían ser extremos de la interconexión entre los sistemas del SIC y del SING:

a. Sistema SIC: I. Barra de Cardones 500 kV (como subestación extremo del enlace);

b. Sistema SING: I. Barra de Crucero (como S/E extremo del enlace); II. Barra de Encuentro (como S/E extremo del enlace);

III. Barra de El Cobre (como S/E extremo del enlace); IV. Barra de Chacaya (como S/E extremo del enlace) o Central Mejillones;

En el Sistema Central Interconectado se observa como mejor y único candidato la subestación de Cardones a 500kV.

En el SING, se han individuado 4 posibles candidatos considerando los aspectos de mallado y capacidad de las líneas convergentes a las S/E. De estas posibilidades podemos decir que las S/E de Crucero y Encuentro se ubican muy cercanas una de la otra y por ello se analizada solo

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una de ellas. Igualmente para la S/E de Chacaya y Mejillones se encuentran muy cercanas, se adoptaría la S/E de Chacaya.

En la Tabla 1 se detallan las posibles alternativas y en las Figura 3 y Figura 4 se ilustran por medio de un diagrama unifilar simplificado.

Tabla 1: S/E candidatas como extremos de la posible interconexión y relativas longitudes entre ellas

Extremo1 SIC Extremo2 SING Longitud Total [km]

Chacaya o C. Mejillones 533.0

Chacaya o C. Mejillones 533.0

Encuentro 605.0

Crucero 606.0

Cardones

El Cobre 490.0

LPalmas PAzucar PColor Maintencillo Cardones



329km

3600MVA

158km 84km 113km 133km


AASC 740.8MCM


500kV

500kV

220kV220kV

Po

lpai

co

2x750MVA

1x750MVA

Nota: los valores en MVA en los tramos entre 2 barras se deriva de la suma de las ampacity (kA) de cada circuito del tramo a la tensión nominal.

En color rojo se indican las expansiones topológicas de red

220kV 220kV

0.762kA

0.518kA

2x

1x76km

148MVA

Cardones

AASC 740.8MCM

C.Pinto

72km

D.Almagro220kV

220kV

185km

ACAR 1400 MCM

570MVA

PAzucar

Los

Vilo

s

70km

400km

Encuentro220kV

Collahuasi

220kV

Crucero

1km

810MVA

220kV

201km220kV

Chacaya

Atacama

220MVA

153km

832MVA

Spence220kV

320MVA

67km

153km

875MVA

125MVA

90km

Mejillones

220kV

380MVA

1.3km

Do

me

yko

El Tesoro220kV

220kV

500kV

SIC

SING

605km

605km

Paposo220kV

394MVA

Figura 3: Esquema unifilar simplificado con la Interconexión SIC-SING, alternativa: Cardones-Encuentro

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LPalmas PAzucar PColor Maintencillo Cardones



329km

3600MVA

158km 84km 113km 133km


AASC 740.8MCM


500kV

500kV

220kV

Po

lpai

co

2x750MVA

1x750MVA

Nota: los valores en MVA en los tramos entre 2 barras se deriva de la suma

de las ampacity (kA) de cada circuito del tramo a la tensión nominal.En color rojo se indican las expansiones topológicas de red

220kV 220kV

0.762kA

0.518kA

2x

1x

Cardones

PAzucar

Los

Vilo

s

70km

400km

500kV

SIC

SING

490km

490kmEl Cobre

220kV

3km275MVA

Laberinto220kV

Esperanza

80km

760MVA

220kV

144km

1350MVA

220kV

Chacaya

El Gaby220kV

59km

380MVAN.Zaldivar

220kV

Andes

123km

275MVA

63km

640MVA

95km

455MVA

13km

295MVA

Sulfuros220kV

220kV

76km

148MVA

AASC 740.8MCM

C.Pinto

72km

D.Almagro220kV

185km

ACAR 1400 MCM

570MVA

Paposo220kV

394MVA

Figura 4: Esquema unifilar simplificado con la Interconexión SIC-SING, alternativa: Cardones-El Cobre

Se han considerado como posibles S/E candidatas en el SING las S/E de Encuentro, El Cobre y Chacaya, estos primeros análisis se han focalizado en las interconexiones entre las S/E de Cardones – Encuentro y las S/E de Cardones – El Cobre.

Especificaciones de base de las posibles soluciones

Tomando en consideración las distancias entre los extremos y los requisitos en cuanto a la capacidad de transporte que debe disponer la posible interconexión (potencia: 1000 y 1500MW), resultarían factibles las siguientes soluciones:

• Por motivos de confiabilidad y de modo de poder afrontar la apertura de uno de los circuitos sin necesidad de ejecutar maniobras o acciones particulares (requisito de N-1), se propone una interconexión en AC a 500 kV, comprendiendo básicamente:

o Enlace a 500kV de doble circuito en estructura única (ver Figura 5); o Ampliación de la S/E de Cardones 500 kV para alojar las líneas de la

Interconexión; o Ampliación de la S/E de Cardones 500 kV para compensación shunt; o Nueva S/E en 500kV en el SING, ampliando las existentes a 220kV, o bien en

nuevos emplazamientos, en este caso en la cercanías de la S/E de Encuentro o bien de El Cobre (ver lay-out in Figura 6);

o Compensación serie de ambas líneas de la interconexión; o Transformadores 500/220 kV en la nueva S/E del SING

• Siempre por motivos de cumplir con el requisito N-1 se propone un Bipolo en HVDC a la tensión más conveniente según la capacidad de transporte, comprendiendo básicamente:

o Enlace en estructura única para los 2 Polos en HVDC (ver Figura 7);

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o Nueva subestación de Conversión en el SIC conectada a la barra AC a 500 kV de la S/E de Cardones (ver lay-out en Figura 8 y detalles en Figura 12);

o Nueva subestación de Conversión en el SING conectada a la barra AC a 220 kV de la S/E que según el caso puede ser la S/E de Encuentro o bien de El Cobre;

Figura 5: Posible estructura para el doble circuito en estructura simple, propuesta para: Solución AC

El Cobre 500kV:

L1a

L2a

xxx m

Lado Cardones

Paño Línea 500kV

Paño Transformador Paño para compensación Shunt

yyy m

Paño Transformador Tr1 (Transformador

500/220kV)

Paño Transformador Tr2 (Transformador

500/220kV)Tr3 (Transformador

500/220kV)

Paño Línea 500kV

Reactor lado

Barra

Figura 6: Posible lay-out de la nueva subestación de El Cobre 500kV – Solución en AC

Figura 7: Posible estructura para el Dipolo en estructura simple, propuesta para la - Solución HVDC

Polo1 Polo2

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1: Líneas HVDC y de electrodos2: Área de interruptores HVDC3: Reactores de alisamiento4: Sala de válvulas del Polo15: Sala de Control6: Sala de válvulas del Polo27: Transformador del Convertidor8, 9, 10, 11: Filtros de armónicas AC12: Capacitores Shuntde compensación13: Área de interruptores AC

yyy

m

xxx m

Figura 8: Posible lay-out de la Estación de Conversión – Solución en HVDC

Es opinión de este Consultor que no existe una tecnología que resulta ser siempre la preferible para interconectar redes que operan a la misma frecuencia. En términos generales, más allá del aspecto económico, la solución HVDC presenta ventajas por cuánto concierne la posibilidad de optimizar el diseño del enlace, de regular los tránsitos y de estabilizar la red. La solución AC, por otro lado, presenta ventajas por cuanto concierne la posibilidad de expansión de la red, la localización de las plantas de generación y los centros de carga. En otras palabras la solución AC pone a disposición una red mientras la solución HVDC es, sustancialmente, una instalación.

EVALUACIÓN DE CUATRO PROYECTOS DIFERENTES

A continuación se reporta la especificación técnica de cuatro proyectos distintos de línea de interconexión de carácter troncal entre el SING y el SIC, que conectan eléctricamente ambos sistemas. Estos proyectos de interconexión están asociados a diferencias en la capacidad de transmisión (1.000 MW y 1.500 MW) y la tecnología de interconexión es de corriente alterna (AC) y en continua (HVDC). Los estudios de las interconexiones se focalizan para una interconexión que tiene como extremo en el sistema SIC la S/E de Cardones mientras en el SING se presentan, como se ha mencionado arriba, dos candidatos posibles la S/E de Encuentro y la S/E de El Cobre.

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Solución en Corriente Alterna (AC)

1.1.1 Selección de la Tensión y de la Sección del Conductor

La solución constructiva adoptada sigue los mismos estándares aplicados para las líneas AC de transmisión del sistema Troncal del SIC. El nivel de tensión está vinculado al estándar ya operativo en el SIC de 500 kV, no sería económicamente conveniente, dado los requerimientos de capacidad de transporte y longitudes del enlace, analizar el nivel de tensión inmediatamente inferior de 220 kV del SIC e SING. Se detallan a continuación las especificaciones técnicas de los componentes y consideraciones esenciales para la solución en AC.

1.1.2 Líneas en AC

Las distancias y las potencias a transmitir son compatibles con una transmisión en AC a 500 kV. Por motivos de confiabilidad se proponen dos circuitos, de modo que puedan soportar la desconexión de uno de ellos sin necesidad de aplicar acciones particulares como pueden ser la desconexión de cargas en el sistema deficitario u otras operaciones de este tipo (requisito N-1). Tales circuitos se proponen sobre una estructura única (doble terna, ver Figura 5)1. La solución constructiva adoptada es la misma utilizada para las líneas a doble terna que son previstas y adoptadas en el SIC. En particular, sea para el 1000 MW que para el 1500 MW, se ha adoptado: 4x700MCM (≈ 4x355mm2), D=24.43 mm (diámetro del subconductor).

El costo unitario resulta: de 0,736 MUSD/km, a los que se les agrega un costo de 0,045 MUS$/km para una franja de servidumbre (rigth-of-way) de 60 m de amplitud. Los valores finales adoptados son por lo tanto de 0,781 MUSD/km para el de haz a 4 subconductores. Luego de ulteriores verificaciones se ha verificado que la configuración de un haz 3x700MCM resulta insuficiente por gradiente superficial. El valor del campo eléctrico en el caso de un haz con 3 subconductores del diámetro indicado supera los 25 kV/cm cuando el límite es alrededor de 21÷22 kV/cm. Para estar en los valores admisibles se debería incrementar el diámetro del subconductor por arriba de 27mm y en ese caso el costo de construcción de una solución con 3 subconductores sería del orden de la solución propuesta (4x700MCM; D=24.43 mm) pero con mayores pérdidas.

1.1.3 Estaciones AC a 500KV

Se ha realizado un detallado estudio de los potenciamientos y ampliaciones necesarios para la S/E de Cardones en 500 kV en el SIC, la cual a la fecha de entrada en servicio de la interconexión entre SIC y SING se considera ya en servicio. La posible estructura se muestra en la Figura 1:

1: la solución con dos líneas en estructuras separadas resulta más confiables pero es evidentemente más caras, será examinada sólo si, en las evaluaciones sobre los intercambios energéticos entre los sistemas, serán evidenciadas mayores exigencias de seguridad del transporte, en esta fase aún no son previsibles.

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Cardones 500kV:

L1a

L2a

xxx m

yyy m

Lado Pan de Azúcar

Lado SING

Celda Línea

Celda Línea

Celda reactorL1p

L2p

Celda Línea

Celda Línea

Tr1 (1 unidad Trifásica

750 MVA - 525/230kV)

Celda Transformador

Celda Transformador

Tr2 (1 unidad Trifásica

750 MVA - 525/230kV)

Celda Libre p/uso futuro

Reactor de

Barra

Exp

an

sió

n

Figura 1: Lay-out de la S/E de Cardones 500kV con expansión para el enlace SIC-SING - Solución en AC

Se ha diseñado la nueva subestación a 500 kV en el SING que presenta la misma estructura sea que se trate del extremo en la barra de Encuentro o en El Cobre, un ejemplo se ilustra en la Figura 6 precedente.

1.1.4 Costos de Capital para Líneas y Estaciones:

En la siguiente Tabla 2 se reportan los costos de capital para las soluciones en AC:

Tabla 2: Solución en AC, Costos de Capital para S/E y Líneas en cada alternativa de interconexión

Soluciones Máximo Flujo Costos de Capital MUS$

MW Extremos de la Interconexión

S/E Líneas Total

1000 Cardones – El Cobre 67.00 402.00 469.00

1000 Cardones – Encuentro 69.00 492.00 561.00



1.1.5 Lay-Out y Ocupación del Terreno:

La nueva subestación se ha supuesto de interruptor y medio y, en este caso, las medidas aproximadas del nuevo emplazamiento como indicado en el lay-out de la Figura 6 son aproximadamente para xxx = 190.÷ 210.[m], para yyy = 100.÷ 120 [m], sin considerar la ocupación requerida por caminos de acceso y de tránsito y sin eventuales edificios de control y presido (pueden resultar necesarios mínimamente 3.ha). Mientras en el caso de la S/E de Cardones la expansión requeriría entre 70 y 80m más en el sentido del ancho, o bien un nuevo predio de xxx = 190.÷ 210.[m] y para yyy = 130.÷ 150 [m]. En el caso de la compensación serie de los circuitos de la línea AC a 500 kV se tiene un aumento longitudinal de la subestación de alrededor 50÷70m para alojar los bancos de capacitores con un nuevo portal. A continuación se reportan las vistas de los emplazamientos existentes de las S/E de Cardones en el SIC y de las S/E de Encuentros y El Cobre que dan una idea de la disponibilidad de espacio en cada uno de los candidatos a ser extremos de la interconexión:

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Figura 2: Vista de detalle de la S/E de Cardones existente (a 220kV)

Figura 3: Vista ampliada de la zona de la S/E de Cardones existente

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Figura 4: Vista de detalle de la S/E de Encuentro existente (a 220kV)

Figura 5: Vista ampliada de la zona de la S/E de Encuentro existente

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Figura 6: Vista de detalle de la S/E de El Cobre existente (a 220kV)

Figura 7: Vista ampliada de la zona de la S/E de El Cobre existente

Los emplazamientos ilustrados en las vistas precedentes tienen una dimensión aproximada de:

� S/E de Cardones a 220kV: 241m x 230m ≈ 5.55 ha;

� S/E de Encuentro a 220kV: 276m x 266m ≈ 7.35 ha;

� S/E de El Cobre a 220kV: 273m x 147m ≈ 4.10 ha; En el presente estudio no se está desarrollando la ingeniería conceptual de los proyectos, de manera que no resulta posible efectuar la verificación de espacios en las subestaciones

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existentes. Lo que sí se puede afirmar, de acuerdo con las vistas precedentes recuperadas de Google Earth, es que en todas las subestaciones existen suficientes terrenos adyacentes, como para realizar las expansiones requeridas para conectar la línea de interconexión SIC-SING.

1.1.6 Pérdidas

La valoración de las pérdidas en el nuevo enlace resulta de difícil definición en esta fase del estudio, debido a que no se han evaluado aún los tránsitos efectivos en el curso de los años. Se ha recurrido por ello a una consideración preliminar asumiendo que dada la naturaleza de la interconexión (se supone que no se trata de un transporte firme), son 5000 Horas al año equivalentes de utilización a plena potencia (Pn) y, 3000 Horas al año equivalentes de utilización para las pérdidas (Pmax) a plena potencia: (factor de pérdidas ∼0,342).

• Energía transmitida anual: E [MWh]=Pn*5000h/año

• Pérdidas anuales bajo carga: Pmax*3000h/año

Sobre la base de tales parámetros y de las características eléctricas de línea y equipos, se han valorizado las pérdidas de potencia (MW) a la máxima carga y aquellas de energía (MWh/año) (por ej.: para los transformadores de las S/E operando en vacio por 8760hs/año + horas de utilización en carga). En la Tabla 3 se reportan los resultados

Tabla 3: Solución en AC, Perdidas [MW] y [MWh] determinadas para cada alternativa de interconexión

Soluciones Perdidas Máximo Flujo

Potencia Energía


MW % GWh/y





COSTOS DE LAS PÉRDIDAS: en todos los casos sea para la solución AC que para la HVDC, se ha asumido un costo anual unitario de las pérdidas iguales a 100.US$/kW para la potencia perdida al pico y de 0,08 US$/kWh para la energía anual perdida. Los valores empleados corresponden a costos de desarrollo estimados por el consultor; cuando se realice la evaluación económica del proyecto, las pérdidas van a quedar evaluadas de manera consistente con los costos de operación del sistema interconectado SIC-SING. COSTOS DE OPERACION Y MANUTENCIÓN: se han considerado como porcentaje (3%) de las inversiones para las soluciones AC, mientras más adelante se detallan las consideraciones para las soluciones HVDC. La síntesis de los costos obtenidos se reportan en el capítulo 0.

Solución en Corriente Continua (HVDC)

1.1.7 Selección de la Tensión y de la Sección del Conductor

A diferencia de las interconexiones en AC, que en general adopta los niveles de tensión existentes en el sistema, para una interconexión en HVDC es posible optimizar el nivel de tensión a los requisitos de capacidad de transporte y longitud del enlace.

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La elección de la tensión y las características de la línea HVDC se ha efectuado minimizando el costo total anual de la línea en función del nivel de tensión, del número y la sección de los sub-conductores que forman el haz. EI análisis se ha conducido individualmente para las dos potencias y las dos longitudes de referencia. Se han considerado los siguientes vínculos:

• Empleo de conductores de tipo AAAC; • Máxima temperatura a la superficie del conductor no superior a 75 °C; • Gradiente máximo no superior al 95% del gradiente crítico; • Respeto del vínculo de radio interferencia a 30 m del conductor externo;

Los costos considerados para el cálculo son:

• Inversión en la línea de transmisión y mantenimiento; • Pérdidas corona; • Pérdidas por efecto joule a la temperatura de ejercicio; • Inversión en las estaciones de conversión y mantenimiento; • Pérdidas fijas de las estaciones de conversión; • Pérdidas variables de las estaciones de conversión;

Un análisis simplificado de las condiciones funcionamiento permite de seleccionar las combinaciones de tensión de operación, número de sub-conductores del haz y sección del sub-conductor que respetan los vínculos arriba indicados para transmitir con continuidad la potencia asignada.

Para las combinaciones seleccionadas se calculan las componentes de costos anuales para la entera línea.

Los resultados del análisis, referidos a la unidad de longitud de la línea se reportan en las figuras Figura 8 a la Figura 11.

100

110

120

130

140

150

160

00 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

k$/

km

/añ

o

sección mm^2

1500 MW, 600 km

300 kV T

400 kV B

400 kV T

500 kV T

Figura 8: Sección óptima del conductor para 1500MW y 600km de longitud – Solución en HVDC

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20

120

130

140

150

160

170

180

00 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

k$/

km

/añ

o

sección mm^2

1500 MW, 490 km

300 kV T

400 kV B

400 kV T

500 kV T

300 kV T

400 kV B

400 kV T

500 kV T


60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

110.0

120.0

130.0

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

k$/k

m

sección total mm^2

1000 MW, 600 km.

300 kV T

400 kV B

400 kV T


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21

80.0

90.0

100.0

110.0

120.0

130.0

140.0

00 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

k$/k

m/y

ear

sección mm^2

1000MW, 490 km.

300 kV T

400 kV B

400 kV T

Figura 11: Sección optima del conductor para 1000MW y 490km de longitud – Solución en HVDC

Teniendo en cuenta estas consideraciones previas, en los siguientes capítulos se detallan las soluciones para las para las líneas y estaciones en HVDC.

1.1.8 Línea HVDC

En base a la optimización descripta arriba (cap. 1.1.7), se adopta:

• En el caso de 1000 MW: una línea a ±400 kV con iguales características estructurales de la precedente siempre con haz de dos conductores AAAC pero con sección inferior (Aster 851): 2X850,66 mm2, D=37,95 mm (diámetro del subconductor), resistencia del conductor en c.c, a 20 °C igual a 0,0391 Ohm/km. La resistencia de línea a plena carga resulta 0,021 Ohm/km (48 °C).

• En el caso de 1500 MW: una línea bipolar a ±400 kV, sin conductor de retorno metálico, con un electrodo de tierra para cada una de las estaciones y con haz de conductores AAAC 2x999,7 mm2; D=41,1 mm (diámetro del subconductor), resistencia del conductor en c.c, a 20 °C igual a 0,0335 Ohm/km .La resistencia de línea a plena carga resulta 0,0190 Ohm/km (57 °C).

En ambos casos se hace referencia a una estructura “reticulada” del tipo evidenciado en Figura 7 con las siguientes dimensiones aproximadas:

� distancia entre los polos 8.55 m; � altura de los conductores desde la tierra 36 m; � altura de los cables de guardia 42 m; � amplitud de la servidumbre (rigth of way) entre 40 y 50 m;

La selección del conductor AAAC se basa en la hipótesis que no se requiere una elevada resistencia mecánica (hielo, viento, o bien para condiciones ambientales extremas). Los valores de referencia adoptados son coherentes con las indicaciones recomendadas en las Brochures de la CIGRE 388 [ 3] y 207 [ 4].

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La temperatura superficial del conductor se calcula a un estado térmico estacionario, siguiendo las indicaciones de la Brochure CIGRE 207 [ 4] y que tienen en cuenta:

� La corriente nominal en el conductor;

� La temperatura media del conductor;

� La temperatura del aire igual a 25 °C;

� La velocidad del viento igual a 0.5 m/s en dirección perpendicular con respecto del eje de la línea;

� Radiación solar igual a 1,5 kW/m2;

El cálculo del gradiente máximo del sub-conductor se ha efectuado en base a las indicaciones de la Brochure CIGRE 388 y del EPRI Blue Book “Transmission line Reference Book 345 kV and Above”, se ha tenido también en cuenta el efecto de los cables de guardia. El cálculo de la radio interferencia se ha tenido en cuenta siguiendo las metologias simplificadas indicadas en la Brochure CIGRE 388.

Las pérdidas por efecto Corona de las líneas HVDC son modestas con respecto de las pérdidas por efecto Joule (1.9 kW/km con respecto de 112 kW/km). Las perdidas pérdidas por efecto Corona se han determinado siguiendo las recomendaciones de la Brochure CIGRE 388. El costo unitario de tales líneas resulta:

� igual a 0,241 MUSD/km, en el caso de 1000 MW. Este costo viene aumentado de 0,033 MUSD/km por costo del rigth of way, asumiendo una franja de 45m, obteniendo así un costo unitario de 0,274 MUSD/km

� igual a 0,2708 MUSD/km, en el caso de 1500 MW. Este costo viene aumentado de 0,033 MUSD/km por costo del rigth of way, asumiendo una franja de 45m, obteniendo así un costo unitario de 0,3045 MUSD/km

1.1.9 Estaciones HVDC

La estación HVDC viene realizada según el clásico esquema con un convertidor de 12 pulsos por polo, como se ilustra en la Figura 12 siguiente, dónde se pueden individuar tres áreas principales: la zona AC, la sala de válvulas y de control y la zona HVDC.

Figura 12: Esquema de la estación y detalle de la disposición de las principales zonas - Solución en HVDC

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Se adopta que en caso de indisponibilidad de un polo de la línea de transmisión HVDC, se utilizará el retorno a través del terreno. A tal fin se han previsto dos electrodos de tierra (uno por cada estación de Conversión), unidos a dichas estaciones a través de líneas MT dimensionadas para la corriente plena del polo (∼ 2kA). La localización de los electrodos de tierra requiere específicas investigaciones geológicas que no son incluidas en el objetivo del estudio. De todas maneras se asumido de alejar los electrodos de la Estación de Conversión con una línea MT de longitud aproximada de 20 km. En cuanto a las selecciones realizadas y cálculo de los Costos de Inversión de las estaciones de Conversión HVDC, es opinión de este Consultor que el mercado de las soluciones AC es ciertamente más amplio con respecto de aquel de las soluciones HVDC. De todas maneras para el nivel de tensión de 400 kV propuesto se puede asegurar que la oferta es más amplia de los supuestos “tres líderes de mercado” y, no siendo obligada la solución HVDC, se dispone de la posibilidad que se realice una real competición entre los constructores. Además, los constructores pueden optimizar las características de las estaciones de conversión (convertidores) transformadores, filtros etc., en relación a la aplicación específica. El costo real de la inversión depende de la diferente cuota del trabajo en moneda local con respecto de aquel en moneda internacional. Para finalizar, las condiciones financieras aplicables para la solución HVDC podrían ser muy diferentes con respecto de aquellas aplicables a las soluciones en AC. Se considera que este estudio no entra en el mérito de estos argumentos.

1.1.10 Costos de Capital para Líneas y Estaciones:

En la siguiente Tabla 4 se reportan los costos de capital para las soluciones en AC:

Tabla 4: Solución en HVDC, Costos de Capital para S/E y Líneas en cada alternativa de interconexión

Soluciones Máximo Flujo Costos de Capital MUS$


S/E Líneas Total





Nota: si la S/E de Cardones en el caso 1500 MW requiere una CCC para aumentar el ESCR el costo se incrementa de +10MU$ con un costo de ≈ 302.MUS$

1.1.11 Lay-Out y Ocupación del Terreno:

El espacio requerido es del orden de 10.0 ÷ 12. ha, una posible configuración es la indicada en la Figura 8 (con xxx ≈ 350 m e yyy ≈ 300 m), donde se evidencian las dos salas válvulas (4 y 6) y sala control (5), la entrada de dos polos HVDC con relativos reactores de alisamiento y pasantes (1,2,3) y de la entrada de dos ternas en AC (13), con relativos filtros de las armónicas (8, 9, 10, 11,12) y transformadores (7). En caso de que la potencia de Corto Circuito del nudo AC fuera insuficiente, deberán ser previstos condensadores adicionales o soluciones más eficaces como la Compensación serie Controlada (CCC [ 1], ver Figura 1). En cuanto a la disponibilidad del terreno necesario para estos emplazamientos se hace referencia a las vistas reportadas en la Figura 2 hasta la Figura 7 y las respectivas consideraciones al final del capítulo 1.1.5.

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1.1.12 Pérdidas:

Las pérdidas en las línea se han evaluado con los mismos costos unitarios y factor de perdida (“loss factor”) del caso en alternada. Una estación de Conversión del tipo propuesto está sometida a pérdidas, sea en vacío (cuando la conversión AC/DC es nula o mínima), sea en condición de carga. Las primeras se estiman en conjunto - para las dos estaciones de conversión- e igual al 0,22% de la potencia nominal PN para todas las horas anuales de funcionamiento; las segundas son igual a ≈1,4% de la PN cuando la potencia convertida es igual a PN y varían aproximadamente con el cuadrado de la corriente. Se ha adoptado por lo tanto el mismo factor de pérdida (∼0.35) de las pérdidas en la línea.

Tabla 5: Solución en HVDC, Perdidas [MW] y [MWh] determinadas para cada alternativa de interconexión

Soluciones Perdidas Máximo Flujo

Potencia Energía


MW % GWh/y





COSTOS DE LAS PÉRDIDAS: en todos los casos sea para la solución AC que para la HVDC, se ha asumido un costo anual unitario de las pérdidas iguales a 100.US$/kW para la potencia perdida al pico y de 0,08 US$/kWh para la energía anual perdida. Los valores empleados corresponden a costos de desarrollo estimados por el consultor; cuando se realice la evaluación económica del proyecto, las pérdidas van a quedar evaluadas de manera consistente con los costos de operación del sistema interconectado SIC-SING. COSTOS DE OPERACION Y MANUTENCIÓN: se han considerado como porcentaje (3%) de las inversiones para las soluciones AC, mientras más adelante se detallan las consideraciones para las soluciones HVDC. La síntesis de los costos obtenidos se reportan en el capítulo 0.

ESTUDIOS ELÉCTRICOS PRELIMINARES

A partir del modelo completo de la red eléctrica del SIC y el SING, se ha construido un modelo adecuado para los estudios a ejecutar, donde se ha representado con el mayor detalle posible las áreas relacionadas con la nueva interconexión. El escenario de oferta de generación será el que surja de las incorporaciones de equipamientos de generación previstas al momento de la iniciación de los estudios, más eventuales opciones de generación y transmisión que sean propuestas como parte de los proyectos a evaluar. Las condiciones de ambos sistemas SIC y SING son las que se prevén al año adoptado como puesta en marcha de la interconexión es decir el 2019. Para eventuales análisis necesarios en los años futuros el modelo mencionado se adaptará incorporando las obras de red y generación que se prevén para el año horizonte requerido.

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En vista de tener que analizar la factibilidad de una interconexión en HVDC resulta necesario evaluar la capacidad de las barras extremas candidatas para el correcto funcionamiento de una estación de conversión clásica. Se reportan a continuación mayores detalles concernientes dichas evaluaciones.

Evaluaciones del nivel de Potencia de Cortocircuito

Resulta conveniente evaluar la “robustez” del sistema para alojar una estación de conversión clásica en HVDC. Se realizan en general los cálculos para determinar las máximas corrientes de cortocircuitos en las barras AC terminales de las estaciones de Conversión. Con dichos resultados se evalúan la Relación de Cortocircuito SCR y la Relación Efectiva de Cortocircuito, representada por el índice ESCR (“Effective Short Circuit Ratio”). En el ANEXO 1 “INTRODUCCIÓN SOBRE EL ÍNDICE SCR Y ESCR” se detallan los principales aspectos de estas evaluaciones según las indicaciones de la CIGRE [ 2].

1.1.13 Evaluaciones del ESCR para las Condiciones N y N-1 – Lado SING

Para el desarrollo de estas evaluaciones, se toman en cuenta los escenarios más desfavorables en condiciones N y N-1.

La evaluación en los casos de exportación no resulta de mayor interés, puesto que para exportar el sistema debe aumentar su generación local y con ello disminuir la impedancia de cortocircuito mejorando su rigidez. Imaginando una misma condición de demanda, si el sistema debe exportar potencia a través de la interconexión se requiere en general tener que poner en servicio un número mayor de unidades, lo cual incrementa el nivel de cortocircuito en la barra AC terminal donde se encuentra la estación de conversión y, teniendo en cuenta la expresión que determina el índice de cortocircuito (ver ecuación más abajo) se obtendría por lo tanto un índice mayor.

El interés de los cálculos en esta sección es el de evaluar el índice ESCR en las subestaciones extremas de la interconexión, para lo cual se considera la expresión:

DCN

CCC

P

Q - S=ESCR

En la cual PNDC es 1000 MW o bien 1500 MW y se considera QC un 40 % de PNDC, o sea 400 MVAr o bien 600 MVAr respectivamente.

La siguiente Figura 1 muestra en el diagrama unifilar (SLD) los resultados de la evaluación del nivel de cortocircuito (según la norma IEC909) para las barras del SING candidatas a extremos de la interconexión en la condición N de la red y para una condición de despacho y demanda media.

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26

Encuentro 23

0.0000.0000.000

Skss 7973.92 MVAIkss 20.93 kA

ip 50.29 kA

Barra 1

El Cobre 220Skss 5749.83 MVA

Ikss 15.09 kAip 35.77 kA

Max. 3-Phase Short-Circuit acc. to IEC60909

Short Circuit Nodes

Initial Short-Circuit Power [MVA]

Initial Short-Circuit Current [kA]

Peak Short-Circuit Current [kA]

Nodes

Short-Circuit Impedance, Im

Short-Circuit Impedance, Re

Short-Circuit Impedance, Ma

PowerFactory 14.0.525

Project:

Graphic: x_ShrtCirc

Date: 11/20/2011

Annex:

rw G

A E

ncue

ntro

-Col

lahu

asi

Skss 146.8..Ikss 0.39 kA

ip 0.93 kA

xrw

TC

Cru

cero

-Enc

uent

ro #

1

Skss 3324.89 MVAIkss 8.73 kAip 20.97 kA

rw G

A E

ncue

ntro

-Col

lahu

asi L

2


ip 0.93 kA

xrw

TC

Cru

cero

-Enc

uent

ro #

2


rw G

A E

ncue

ntro

-El T

esor

o


ip 2.79 kA

rw T

C A

taca

ma-

Enc

uent

ro #

2


ip 4.43 kA

rw T

C A

taca

ma-

Enc

uent

ro #

1


ip 4.43 kA

G~

Cochrane

Coc

hran

e 22

0/18

xrw TC Encuentro 230/24

Sks

s 0.

00..

Ikss

0.0

0 kA

ip 0

.00

kA



ip 0.00 kA

xrw CL Encuentro-Spence


ip 0.00 kA

El Cobre - Esperanza L1


ip 1.75 kASkss 281.27 MVA


Chacaya - El Cobre L1


ip 3.71 kA



ip 3.71 kA

El Cobre-Laberinto


ip 24.89 kA

El Cobre-Gaby


ip 0.00 kA

DIg

SIL

EN

T

Figura 1: Niveles de cortocircuito en el SING en condición N (IEC 909)

Mientras en las Figura 2 y Figura 3 se muestran los resultados obtenidos considerando una condición de contingencia N-1 en los circuitos principales que convergen en las barras que son objetivo del estudio. Las simulaciones en N-1 realizadas corresponden a:

• caso 1 para la S/E de Encuentro: contingencia en línea Encuentro-Crucero;

• caso 1 para la S/E de El Cobre: contingencia en línea Chacaya-El Cobre;

• caso 2 para la S/E de Encuentro: contingencia en línea Encuentro-Atacama;

• caso 2 para la S/E de El Cobre: contingencia en línea El Cobre-Laberinto;

SYNEX – MERCADOS


27

Encuentro 23

0.0000.0000.000


Barra 1




Short Circuit Nodes




Nodes





Project:

Graphic: x_ShrtCirc

Date: 11/20/2011

Annex:

rw G

A E

ncue

ntro

-Col

lahu

asi


ip 0.95 kA

xrw

TC

Cru

cero

-Enc

uent

ro #

1


ip 0.00 kA

rw G

A E

ncue

ntro

-Col

lahu

asi L

2


xrw

TC

Cru

cero

-Enc

uent

ro #

2


ip 35.70 kA

rw G

A E

ncue

ntro

-El T

esor

o


ip 2.76 kA

rw T

C A

taca

ma-

Enc

uent

ro #

2


rw T

C A

taca

ma-

Enc

uent

ro #

1


ip 4.43 kA

G~

Cochrane

Coc

hran

e 22

0/18

xrw TC Encuentro 230/24S

kss

0.00

..Ik

ss 0

.00

kAip

0.0

0 kA



ip 0.00 kA



ip 0.00 kA









El Cobre-Laberinto


El Cobre-Gaby


ip 0.00 kA

DIg

SIL

EN

T

Figura 2: Niveles de cortocircuito en el SING en condición de contingencia N-1, caso 1 (IEC 909)

Encuentro 23

0.0000.0000.000


Barra 1




Short Circuit Nodes




Nodes





Project:

Graphic: x_ShrtCirc

Date: 11/20/2011

Annex:

rw G

A E

ncue

ntro

-Col

lahu

asi


ip 0.92 kA

xrw

TC

Cru

cero

-Enc

uent

ro #

1


rw G

A E

ncue

ntro

-Col

lahu

asi L

2


xrw

TC

Cru

cero

-Enc

uent

ro #

2


rw G

A E

ncue

ntro

-El T

esor

o


ip 2.35 kA

rw T

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1


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El Cobre-Laberinto


El Cobre-Gaby


ip 0.00 kA

DIg

SIL

EN

T

Figura 3: Niveles de cortocircuito en el SING en condición de contingencia N-1, caso 2 (IEC 909)

SYNEX – MERCADOS


28

La Tabla 6 reporta los valores de cortocircuito obtenidos y la evaluación del índice ESCR correspondiente a los casos analizados:

SYNEX – MERCADOS


29

Tabla 6: Niveles de Cortocircuito y determinación del índice ESCR – Lado SING

Potencia de CortoCircuito

in N N-1 caso 1 N-1 caso 2 Subestación S"k [MVA] S"k [MVA] S"k [MVA]

Encuentro 7973.92 7805.92 7425.43

El Cobre 5749.83 5336.24 2178.44

Indice ESCR para 1000MW Subestación

in N N-1 caso 1 N-1 caso 2

Encuentro 7.57 7.41 7.03

El Cobre 5.35 4.94 1.78



Encuentro 4.92 4.80 4.55

El Cobre 3.43 3.16 1.05

De estos resultados preliminares se puede evidenciar que en general las barras candidatas presentan en condiciones normales (N) un índice de relación de cortocircuito aceptable para el funcionamiento de una estación de conversión clásica. La barra de El Cobre se muestra más débil en la condición de contingencia para el caso 2 cuando se encuentra fuera de servicio la línea El Cobre – Laberinto, sin embargo siendo esta una condición de emergencia los niveles de intercambio, sobre todo en condición de importación, deberán ser limitados.

1.1.14 Evaluaciones del ESCR para las Condiciones N y N-1 – Lado SIC

En el mismo modo que se ha definido para el SING se realizan las evaluaciones de los niveles de cortocircuito para el SIC. En este caso se tiene solo una barra candidata como extremo que es la S/E de Cardones a 500kV.

SYNEX – MERCADOS


30

S/E Cardones 500kV

S/E P.Azucar

a S/E Polpaico

a S/E C.Pinto

a S/E D.Almagro

a S/E Maintencillo

K10.000K20.0000.0000.000

K10.000

K2Skss 4858.54 MVA


J10.000

J20.0000.0000.000


Project:

Graphic: x_ShrtCirc_SIC

Date: 11/20/2011

Annex:


Short Circuit Nodes




Nodes

Short-Circuit Impedance





Sks

s 0.

00 M

VA

Ikss

0.0

0 kA

ip 0

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kA

1

Sks

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VA

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1




Sks

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VA

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1

Sks

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00 M

VA

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kA

1

Sks

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00 M

VA

Ikss

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kA

1

Sks

s 0.

00 M

VA

Ikss

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kA

1







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ip 0.00 kA


DIg

SIL

EN

T

Figura 4: Niveles de cortocircuito en el SIC en condición N (IEC 909)

Los análisis del sistema en contingencia se refieren a situaciones en la cual se simula solo un componente fuera de servicio por vuelta, es decir N-1 por cada simulación. Las simulaciones en N-1 realizadas en forma independientes corresponden a:

• caso 1 para la S/E de Cardones: contingencia en 1 circuito de la línea a 500 kV Pan de Azúcar-Cardones;

• caso 2 para la S/E de Cardones: contingencia en los Transformadores 500/220kV de la S/E Cardones;

SYNEX – MERCADOS


31

S/E Cardones 500kV

S/E P.Azucar

a S/E Polpaico

a S/E C.Pinto

a S/E D.Almagro

a S/E Maintencillo

K10.000K20.0000.0000.000

K10.000

K2Skss 3873.45 MVA


J10.000

J20.0000.0000.000


Project:


Date: 11/20/2011

Annex:


Short Circuit Nodes




Nodes






Sks

s 0.

00 M

VA

Ikss

0.0

0 kA

ip 0

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kA

1

Sks

s 0.

00 M

VA

Ikss

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kA

1




Sks

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00 M

VA

Ikss

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kA

1

Sks

s 0.

00 M

VA

Ikss

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kA

1

Sks

s 0.

00 M

VA

Ikss

0.0

0 kA

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.00

kA

1

Sks

s 0.

00 M

VA

Ikss

0.0

0 kA

ip 0

.00

kA

1







ip 0.00 kA


ip 0.00 kA


DIg

SIL

EN

T

Figura 5: Niveles de cortocircuito en el SIC en condición de contingencia N-1, caso 1 (IEC 909)

SYNEX – MERCADOS


32

S/E Cardones 500kV

S/E P.Azucar

a S/E Polpaico

a S/E C.Pinto

a S/E D.Almagro

a S/E Maintencillo

K10.000K20.0000.0000.000

K10.000

K2Skss 3912.17 MVA


J10.000

J20.0000.0000.000


Project:


Date: 11/20/2011

Annex:


Short Circuit Nodes




Nodes






Sks

s 0.

00 M

VA

Ikss

0.0

0 kA

ip 0

.00

kA

1

Sks

s 0.

00 M

VA

Ikss

0.0

0 kA

ip 0

.00

kA

1




Sks

s 0.

00 M

VA

Ikss

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kA

1

Sks

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00 M

VA

Ikss

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.00

kA

1

Sks

s 0.

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VA

Ikss

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kA

1

Sks

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00 M

VA

Ikss

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kA

1



ip 0.00 kA


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ip 0.00 kA


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ip 0.00 kA



ip 0.00 kA

DIg

SIL

EN

T

Figura 6: Niveles de cortocircuito en el SIC en condición de contingencia N-1, caso 2 (IEC 909)

La Tabla 7 reporta los valores de cortocircuito obtenidos y la evaluación del índice ESCR correspondiente a los casos analizados:

Tabla 7: Niveles de Cortocircuito y determinación del índice ESCR – Lado SIC

Potencia de CortoCircuito

in N N-1 caso 1 N-1 caso 2 Subestación S"k [MVA] S"k [MVA] S"k [MVA]

Cardones 4858.54 3873.45 3912.17



Cardones 4.46 3.47 3.51



Cardones 2.84 2.18 2.21

SYNEX – MERCADOS


33

De estos resultados preliminares se puede evidenciar que en general la barra candidata presenta, en condiciones normales (N), un índice de relación de cortocircuito aceptable para el funcionamiento de una estación de conversión clásica si la potencia está en el orden de los 1000 MW, aparece más débil para el caso de una potencia de 1500 MW, se debe posiblemente recurrir a un refuerzo de compensación o bien equipar la estación de conversión por ejemplo con un CCC [ 1] (Compensación Serie Controlada, ver Figura 1).

VALORIZACIÓN DE LAS SOLUCIONES PROPUESTAS

La interconexión será optimizada una vez que se tengan los resultados de los despachos con las energías de intercambio y niveles de potencia que interesarán el enlace. La síntesis de los costos obtenidos, aplicando los costos unitarios mencionados en los respectivos capítulos anteriores, se reportan en las Tabla 8 siguiente.

Tabla 8: Costos totales actualizados para las Soluciones propuestas

AC

Doble Terna con Servidumbre (estructura única)

POTENCIA TRANSMITIDA SOLUCIONES COSTO

CAPITAL COSTO

O&M COSTO

PERDIDAS COSTO TOTAL ACTUALIZADO

MW ESTREMOS LINEAS MUS$ MUS$/yr MUS$/yr MUS$ 1000 Cardones – El Cobre 469.00 14.07 10.52 724.02

1000 Cardones – Encuentro 561.00 16.82 12.70 866.66

1500 Cardones – El Cobre 489.00 14.67 23.16 881.32

1500 Cardones – Encuentro 580.00 17.40 28.18 1,052.68

Años de vida 30 Tasa 10.00%

HVDC

1 Bipolo con Servidumbre (estructura única)


CAPITAL COSTO

O&M COSTO




1500 Cardones – El Cobre 440.94 13.23 32.04 910.35


Años de vida 30 Tasa 10.00%

Los Costos de las Estaciones de Conversión tienen en cuenta los electrodos de tierra que permiten una operación transitoria en el caso de falla de 1 Polo, según se ha descripto en el capitulo “1.1.9 Estaciones HVDC”. En el caso de la solución con HVDC, si fuera necesario mejorar la Relación de Cortocircuito (ESCR, cap. 0), por ejemplo la S/E de Cardones en la condición de 1500 MW, el costo de la Estación de Conversión equipada con una Compensación Serie (CCC [ 1]), sería:

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34


CAPITAL COSTO

O&M COSTO




CONCLUSIONES

El estudio preliminar efectuado no cuenta todavía con los efectivos tránsitos esperados sobre el enlace. Las hipótesis adoptadas hacen referencia a un empleo relativamente modesto de la interconexión, supuesta constante en los años, y con tal hipótesis resulta ventajosa la solución con enlace en HVDC, siendo la solución en alternada vinculada por el empleo de la tensión 500 kV y el empleo de dos circuitos en paralelo.

En efecto:

� en el caso de la solución AC a 500 kV, se utilizan por motivos de seguridad dos circuitos, cuando una sola terna sería suficiente a transportar los 1500 MW máximos; por tanto la solución presenta costos de inversión elevados frente a pérdidas reducidas.

� en el caso de la solución HVDC se utiliza un solo Bipolo, no exactamente equivalente a la solución en AC desde el punto de vista de la seguridad, en el caso de un fuera servicio de un polo sólo se cuenta con mitad potencia. Para tal Bipolo es posible optimizar la sección y tensión en relación al empleo del enlace. Resulta por lo tanto (en la hipótesis de utilización del enlace adoptada) una relación más equilibrada entre costos de inversión y costo de las pérdidas.

Cuando se disponga de datos disponibles sobre el previsible empleo del enlace, las soluciones podrán ser optimizadas para una comparación más detallada, también teniendo en cuenta los aspectos de confiabilidad.

Se hace notar que igualmente, para los estudios eléctricos de las soluciones en esta fase preliminar no es posible evaluarlos dado que resulta necesaria una iteración con los despachos económicos, las evaluaciones energéticas y niveles de potencia a intercambiar entre el SIC y el SING.

REFERENCIAS

[ 1]: “HVDC CAPACITOR COMMUTATED CONVERTERS IN WEAK NETWORKS”, Alf Persson, ABB AB, HVDC, SE-771 80 Ludvika, Sweden, [email protected];

[ 2]: CIGRE - “Guide for Planning DC Links Terminating at AC Locations Having Low Short-Circuit Capacities”

[ 3]: CIGRE Brochure N 388 – “IMPACTS OF HVDC LINES ON THE ECONOMICS OF HVDC PROJECTS”, Joint Working GroupB2/B4/C1.17 August 2009

[ 4]: CIGRE Brochure N 207 – “THERMAL BEHAVIOUR OF OVERHEAD CONDUCTORS , Wg 22. 12, August 2002”

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PARTE 2: EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LOS PROYECTOS DE INTERCONEXIÓN

.

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PARTE 3: ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA NORMA TÉCNICA DE CALIDAD Y SEGURIDAD DE SERVICIO

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ANEXO 1

Introducción sobre el índice SCR y ESCR

Las perturbaciones en el sistema en AC pueden afectar el funcionamiento de cualquier estación de conversión AC/DC, pero el mal-funcionamiento de un convertidor de pequeña dimensión debería tener un efecto despreciable sobre el sistema AC. Sin embargo, no es raro que un enlace HVDC abastezca una proporción significativa de la carga del sistema en AC, por lo que la pérdida del aporte de potencia activa de este enlace y los cambios asociados en la potencia reactiva puedan tener un impacto significativo en el sistema AC.

La interacción entre los sistemas en AC y HVDC se vuelve aún más pronunciada cuando la impedancia del sistema de AC (vista desde los terminales AC del convertidor), se incrementa por el aporte del enlace al desplazar generación no económica en los alrededores del punto de conexión, ocasionando una merma en la potencia de cortocircuito. Por ello, incluso un convertidor HVDC/AC relativamente pequeño conectado a un punto del sistema en AC que tiene una alta impedancia (es decir baja capacidad de cortocircuito) puede tener una influencia considerable sobre la red local AC, aun cuando esta última forme parte de un sistema AC más grande.

Es importante que se disponga de una adecuada fuerza electromotriz (fem) en el sistema AC no sólo para el funcionamiento normal, sino también en caso de contingencia causado por una falla en el sistema. La inercia mecánica del sistema AC proporciona temporalmente la energía necesaria para mantener la fem y la inercia en caso de presentarse una reducción temporal en el suministro de potencia desde el enlace HVDC. Los generadores y sus turbinas del sistema AC constituyen la fuente principal de la inercia rotante.

Si un sistema AC recibe gran parte de sus requerimientos desde un enlace HVDC, entonces la inercia del sistema receptor podría ser inadecuada, a tal punto que una interrupción en la alimentación desde el enlace debido a cualquier causa, provocaría una disminución de la fem y la frecuencia del sistema a valores inaceptables. En tales casos ha sido usual el empleo de compensadores sincrónicos para actuar como “generadores transitorios” que contribuyen a mantener la fem y frecuencia del sistema.

Un sistema AC puede ser catalogado como “débil” por dos aspectos fundamentales:

a) la impedancia de sistema de AC puede ser muy alta con respecto a la potencia del enlace HVDC en el punto de conexión.

b) La inercia mecánica del sistema AC puede ser insuficiente con respecto a la potencia que viene suministrada desde el enlace HVDC.

De lo expuesto se deduce entonces que resulta conveniente evaluar la “robustez” del sistema para alojar una estación de conversión en HVDC. En cuanto concierne a la impedancia del sistema AC, se realizan los cálculos de las corrientes de cortocircuito debidas a falla trifásica para evaluar la Relación Efectiva de Cortocircuito, representada por el índice ESCR (“Effective Short Circuit Ratio”).

Dicho índice tiene en cuenta la potencia de cortocircuito en la barra del sistema AC del enlace, y además los bancos de compensación que requiere la estación de conversión en los terminales AC. Dichos bancos de condensadores, en los que se incluyen también los filtros necesarios a la frecuencia del sistema, pueden aumentar significativamente la impedancia de sistema AC. El índice se determina con la siguiente ecuación:

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38

DCN

CCC

P

Q - S=ESCR

Donde: SCC: es la potencia en MVA de cortocircuito trifásico en la barra AC de la estación de

conversión; QC: potencia reactiva en Mvar de los bancos de capacitores/filtros; PNDC potencia nominal en MW del enlace HVDC;

Un valor bajo del índice ESCR indica una mayor interacción entre la estación de conversión HVDC y la red en AC, y usualmente pone en evidencia la necesidad de contar con estrategias especiales de control como las que puede proporcionar un compensador estático controlado SVC, o bien recurrir a un diseño no estándar de la estación de conversión, como por ejemplo, incrementar la cantidad de potencia reactiva producida por los bancos de capacitores/filtros, y la modulación de los mismos, o bien equipar la estación HVDC con los equipos denominados CCC (capacitores de conmutación instalados en serie con la válvulas de tiristores) como se ilustra en Figura 1.

Figura 1: Conversora equipada con CCC que limita el consumo de reactivo desde el sistema AC

En particular se asumen los siguientes rangos para catalogar los sistemas:

� ESCR > 3 significa un sistema robusto; � ESCR < 2 significa un sistema débil;

Como referencia, los convertidores con válvulas a tiristores (solución "tradicional") absorben una cantidad de potencia reactiva típicamente entre el 50 al 60 % de la potencia activa intercambiada en condiciones normales de funcionamiento. Además, la configuración mínima de los filtros AC destinada a la compensación de las armónicas inyectadas a la red por el equipo de conversión, comporta habitualmente una producción de potencia reactiva a la frecuencia fundamental del orden del 70-80 % del consumo de Mvar del convertidor. La Figura 2 muestra la variación de la Q en función de la potencia activa de la estación de conversión (fuente: norma IEC 919).

SYNEX – MERCADOS


39

Figura 2: Variación del reactivo Q en función de la potencia activa P de convertidor HVDC (IEC 919)

Trabajando el enlace HVDC a carga parcial, el consumo de potencia reactiva puede ser variado de acuerdo a los requerimientos del sistema AC mediante el uso de una estrategia de control apropiada. Con una estrategia de control a menudo adoptada, como es mantener el ángulo de retardo α del rectificador o el ángulo de extinción γ en el inversor dentro de límites estrechos por medio del cambiador de tomas del transformador convertidor, la variación de potencia reactiva versus la potencia activa resulta como se demuestra en la Figura 2, curva a), para tensión HVDC constante y ángulo de extinción γ constante. Como una alternativa, se podría obtener una variación lineal como se muestra en la Figura 2, curva b), la cual considera que Ud0 se mantiene constante por medio de un incremento del ángulo de retardo α en el rectificador y del ángulo de extinción γ en el inversor, cuando la carga es reducida.

Si la corriente HVDC se mantiene constante y la carga parcial se logra por incremento del ángulo de retardo reduciendo así la tensión HVDC, el consumo de potencia reactiva se incrementa a carga parcial de acuerdo a la curva c) en la Figura 2. Se puede implementar cualquier característica entre las curvas a) y c) para satisfacer los requerimientos específicos del sistema AC.

Se podría usar cualquier combinación de cambios del ángulo de disparo de la válvula y del cambiador de tomas bajo carga del transformador convertidor para controlar la demanda de potencia reactiva de una subestación HVDC. Sin embargo, puesto que esto requiere un aumento del ángulo de disparo, conduce a un incremento de la generación de corrientes y tensiones armónicas e incremento de pérdidas en los circuitos amortiguadores de las válvulas.

comisiÓn nacional de energÍa analisis...

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