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Nueva Línea de Transmisión HVDC Norte - Centro

Juan Carlos Araneda T.

Gerente de Planificación de la Transmisión

11 de junio de 2019


AGENDA

• Sistema Eléctrico Nacional (SEN)

• Planificación de la Transmisión 2018

• Proyecto HVDC Kimal – Lo Aguirre

• Sistemas de Transmisión HVDC en el Mundo


Subestación

KIMAL

Subestación

NUEVA

CARDONES Subestación

NUEVA

MAITENCILLO

Subestación

LOS CHANGOS

Subestación

POLPAICO

Subestación

CUMBRE

Nuevo Sistema de Transmisión Norte-Centro del SEN

140

km

400

km

189

km

135

km

408

km

Subestación

NUEVA

PAN DE AZUCAR

212

km

P.E.S. 2017 P.E.S. 2017/18 P.E.S. 2020

Líneas de Transmisión en 500kV P.E.S. 2017 KAPATUR 220 kV

Subestación

KAPATUR


Capacidad Instalada: 25.111 MW

Demanda Máxima: 10.523 MW

29%

20% 15%

16%

12%

6% 2%

Hidráulica Carbón Gas Diesel/Fuel oil

Solar Eólica Otros

SEN 3.100 km

Sistema Eléctrico Nacional (SEN) 2019


• Minimización de riesgos de abastecimiento, considerando eventualidades, tales como:

aumento de costos o indisponibilidad de combustibles

atraso o indisponibilidad de infraestructura energética

desastres naturales o condiciones hidrológicas extremas

• Promover la oferta y facilitar la competencia, para abastecer suministros a mínimo precio

• Proyectos económicamente eficientes y necesarios en los distintos escenarios energéticos

• Modificación de instalaciones de transmisión existentes de manera eficiente

La planificación deberá contemplar holguras y redundancias necesarias para incorporar los criterios anteriores.

Criterios de Planificación de la Transmisión (Ley 20.936/2016)


Etapa 1

• Optimización generación-transmisión multinodal simplificado

Etapa 2

• Optimización uninodal con restricciones operativas de largo plazo

Etapa 3

• Simulación de la operación y evaluación del sistema de transmisión

Etapa 4

• Toma de decisión con herramientas de planificación robusta

Localización óptima de

Gx.

Montos de inversión en

Gx para minimizar Gx-Tx.

Inserción óptima ERV

operativamente factible.

Alternativas de flexibilidad.

Propuestas de expansión

de Tx óptimas por

escenario.

Propuestas recursos para

proveer flexibilidad.

Plan de obras óptimo de

Tx.

Requerimientos de

recursos que provean

flexibilidad.

¿Por qué CO-OPTIMIZAR?

Contar con una Expansión en transmisión preparada para

recibir la oferta de generación que optimice los costos

conjuntos de inversión en generación y transmisión, y los

costos operacionales.

Transmisión óptima

brinda señal de

LOCALIZACIÓN

Metodología de Planificación del Coordinador: Co-Optimización Generación-Transmisión


ESCENARIOS OBRAS DE GENERACIÓN – ESTUDIO PLANIFICACIÓN 2018 COORDINADOR

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

Potencia [MW]

Tiempo [Años]

Potencia Instalada - Escenario B

Solar Solar CSP Eolica Pasada Geotérmica GNL

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

Potencia[MW]

Tiempo [Años]

Potencia Instalada - Escenario A - BaseSolar Solar CSP Eolica Pasada Geotérmica GNL

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

Potencia [MW]

Tiempo [Años]

Potencia Instalada - Escenario C - Base

Solar Solar CSP Eolica Pasada Geotérmica GNL

Costo InvEscenario A-

Base

CSP Referencial

Solar Referencial

Eólico Referencial

Geotérmica Referencial

Hidráulica Referencial

Costo Inv Escenario B

CSP Alto

Solar Bajo

Eólico Bajo



Costo Inv Escenario C

CSP Referencial

Solar Referencial

Eólico Bajo



Criterios para definición de escenarios y Costos de Inversión de generación de acuerdo con la PELP.


ESCENARIOS DE DESARROLLO DE GENERACIÓN

6.05080%

4005%

1.13415%

Escenario 1 - Año 2030

Norte Grande Norte Chico Centro Sur

7.25084%

3504%

1.00012%



3.80045%

2.70032%

1.16514%

7509%



S/E Kimal

S/E Taltal

S/E Charrúa

S/E Pichirropulli

S/E Lo Aguirre

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036

PO

TE

NC

IA (M

W)

AÑO

Potencia instalada en MW por zonas - Escenario 1


0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036

PO

TE

NC

IA (

MW

)

AÑO



0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036

PO

TE

NC

IA (

MW

)

AÑO



Solar: 97%

Eólico: 0%

Otros: 3%

Solar: 99%

Eólico: 1%

Otros: 0%

Solar: 88%

Eólico: 10%

Otros: 2%

ESCENARIO 1

ESCENARIO 2

ESCENARIO 3

CHILE

Año 2030


DESARROLLO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL

S/E Kimal

S/E Taltal

S/E Charrúa

S/E Pichirropulli

S/E Lo Aguirre

2019 2025 2030

CHILE

SANTIAGO 3.100 Km

AC

500 kV

220 kV

154 kV

DC

600 kV

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Proyectos incluidos en Informe Técnico Definitivo de la CNE (REx N°334, 29 de mayo de 2019)

Sistema de Transmisión Ampliaciones Obras Nuevas

N° VI

(MM USD) N°

VI (MM USD)

Transmisión Nacional 10 77 2 12

Transmisión Zonal 46 111 8 81

Línea HVDC Kimal – Lo Aguirre 1 1,176

Sub Total 56 188 11 1,269

Total MMUSD 1,457

Nota (*): Capacidad al menos 2,000 MW

Condicionado por la CNE a una evaluación posterior a la definición de la Franja

Planificación de la Transmisión – Proceso 2018

(*)


Corriente Continua (HVDC) 1

Tecnología A definir (LCC or VSC) 2

Tensión ±600 kV (al menos) 3

Capacidad 2,000 MW (al menos) 4

Número de polos 2 5

Número de Terminales A definir: 2 o 3 6

Longitud ≈1,500 km 7

Puesta en Servicio 2029 7 8

Proyecto HVDC KIMAL – LO AGUIRRE (Propuesto por CNE)

Potenciales Aplicaciones HVDC en el SEN

Interconexión Back-to-Back

Chile (50 Hz) –Perú (60 Hz)

Sistema HVDC Kimal - Lo Aguirre

(1500 km)

Incluido en Plan de Expansión

Transmisión 2018 CNE


Chile – Argentina


Chile – Argentina

Sistema HVDC Aysén

(2000 km)


Fuente: Siemens web

Transmisión HVAC

Transmisión HVDC

Desarrollo histórico de la Transmisión en Corriente Continua

• El primer sistema comercial en continua se construyó en 1954 y unió la isla de Gotland

con Suecia (100 kV, 20 MW), con un cable submarino de 98 km.

• En 1967 se inicia el uso de las válvulas de estado sólido (tiristores) en la transmisión

HVDC y se aplican nuevamente en el enlace Gotland-Suecia.

• En 1968 se usan tiristores en el proyecto Cahora Bassa con la mayor tensión (533 kV),

mayor potencia (1920 MW) y longitud (1420 km).


Tecnología HVDC Clásica o LCC (Line Commutated Converter)

Fuente: ABB web

Instalaciones principales:

Conversora AC/DC

Transformadores de la conversora

Línea de transmisión o cable

Filtros y reactor de alisamiento en lado DC

Filtros de armónicos y compensación reactiva en el lado AC


Conversora AC/DC

Fuente: ABB web

• La Conversora AC/DC o DC/AC utiliza válvulas de tiristores dispuestos en un convertidor de 12 pulsos.

• Las válvulas se conectan al sistema AC mediante dos transformadores, uno en conexión estrella-estrella y

el otro estrella-delta (desfase de 30°), para que el convertidor entregue una tensión DC de 12 pulsos.

• En el lado DC se producen armónicos de orden 12n, lo que requiere de filtros y un reactor de alisamiento

en lado DC.

• En el lado AC se producen armónicos de orden 12n ± 1, lo que requiere el uso de filtros AC.

• Los sistemas HVDC LCC requieren de una razón de cortocircuito mayor a 2,5.


Conversora AC/DC

Sala de válvulas, proyecto ABB Sala de válvulas, proyecto Siemens

Edificio de la conversora, sala de válvulas y transformadores, proyecto ABB


Tecnología HVDC VSC (Light o Plus)

HVDC LCC (Clásica) HVDC VSC

Light (ABB), Plus (Siemens)

Válvulas Tiristores IGBT (Insulated Gate Bipolar

Transistor)

Conexión a red AC Transformador Reactor de fase

Filtros y compensación

reactiva

50% en filtros y

condensadores shunt

Sólo un pequeño filtro

Filtro en lado DC Reactor de alisamiento y filtro

DC

Condensador DC

Comunicación entre

conversoras

Si No

Potencia máxima 12000 MW 1400 MW

• En 1997 se inicia el uso de la tecnología VSC (Voltage Source Converter) o HVDC

Light en la transmisión HVDC y se aplican en el enlace Gotland-Suecia.

• HVDC VSC se caracteriza por su mayor controlabilidad al usar IGBT y se utiliza

con cables subterráneos o submarinos.


• En un sistema HVDC la potencia transportada se puede considerar independiente de la

distancia entre los puntos de conexión.

• En los sistemas HVAC la capacidad de transporte disminuye con la distancia de las

líneas debido a sus efectos inductivos.

Otro problema es el desfase que produce el efecto inductivo entre los extremos de una

línea HVAC, lo que puede producir inestabilidad del sistema HVAC.

La transmisión HVAC por cables submarinos está limitada a 130 km debido a la alta

capacidad dieléctrica de los cables, lo que no ocurre en HVDC.

Transmisión en Corriente Continua (HVDC) versus

Transmisión en Corriente Alterna (HVAC)

DISTANCIA (Km)

POTENCIA

(MW) HVDC

HVAC


Transmisión en Corriente Continua (HVDC) versus Transmisión en Corriente Alterna (HVAC)

Ventajas técnicas de enlaces HVDC:

• Conexión entre redes asíncronas. Enlaces entre sistemas nacionales/internacionales de distinta frecuencia.

• Mejora de la estabilidad de red. Los sistemas HVDC permiten modular la transferencia de potencia activa para mejorar la estabilidad dinámica del sistema. Adicionalmente con los sistema de control de los filtros de reactivos y el ángulo de disparo de los tiristores es posible controlar la potencia reactiva consumida.

• En caso de un sistema bipolar, se puede mantener la operación del enlace HVDC con un % de sobrecarga del polo sano, utilizando la tierra, o un conductor dedicado, como retorno durante el período de falla.

• Los enlaces HVDC no varían el valor de la corriente de cortocircuito que tengan los sistemas AC conectados.


Transmisión en Corriente Continua (HVDC) versus Transmisión en Corriente Alterna (HVAC)

Desde el punto de vista medioambiental, las líneas HVDC se caracterizan por:

• Menor corredor o franja de servidumbre que una línea HVAC para el mismo nivel de potencia, con torres más simples y menor impacto visual.

• Menor efecto corona que en líneas HVAC. Disminución del costo para reducir tal efecto.

• Los campos eléctricos y magnéticos de una línea HVDC son de la misma magnitud que los generados por la Tierra, no afectando a seres vivos.

• Posibilidad de conectar vía cable submarino a sistemas aislados en distancias mayores que con cables HVAC.

HVDC

HVAC

200 m

70 m


Transmisión en Corriente Continua (HVDC) versus

Transmisión en Corriente Alterna (HVAC)

600… 800 2000 km DISTANCIA

COSTO DE INVERSIÓN

Millones US$

HVDC

HVAC

Subestaciones AC

Subestaciones Conversoras

Costo línea HVAC por km

Costo línea HVDC por km

(menor que HVAC)

0

Ventajas económicas de enlaces HVDC:

• Las subestaciones HVDC tienen un mayor costo de inversión que las subestaciones HVAC debido a

los costos de los equipos de conversión AC/DC o DC/AC.

• Una línea HVDC presenta menores costos de inversión que una línea HVAC (menor número de

conductores, estructuras más simples, menores pérdidas), a igual nivel de potencia transportada y

para una distancia de transporte mayor a una distancia crítica.


Configuraciones de transmisión HVDC

• Monopolar

Enlace Monopolar con retorno por tierra

Enlace Monopolar con retorno metálico

Electrodos

Línea de Transmisión HVDC Sistema

AC #1

Sistema

AC #2

Línea de Transmisión HVDC Sistema

AC #1

Sistema

AC #2

Retorno metálico


•Bipolar

Enlace Bipolar

Sistema

AC #1

Sistema

AC #2

Electrodos

Línea de Transmisión HVDC

(+) (+)

(-) (-)



•Multiterminal

Enlace Multiterminal conexión paralela

Línea de Transmisión

HVDC

Línea de Transmisión

HVDC

Sistema

AC #1

Sistema

AC #2

Sistema

AC #3

Conversora #1 Conversora #2 Conversora #3



Líneas HVDC: Capacidad vs. Longitud

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Longitud (km)

MW

Sistemas de Transmisión HVDC en el Mundo

Itaipú 600 kV

China 500 kV

Pacific Intertie,

USA 500 kV

East-South,

India 500 kV

Québec-NE,

Canada 450 kV

Inga-Shaba

500 kV

Cahora Bassa

533 kV

Río Madeira 600

kV


Sistemas de Transmisión HVDC en el Mundo

• La línea más grande del mundo es Changji – Guquan en China, ±1100 kV de 3320 km y 12000 MW

• Las tensiones de ±500 kV, ±600 kV y ±800 kV (5000 a 10000 MW) son las más usadas en China,

India y Brasil

• Línea bipolar ±800 kV más larga: Belo Monte 2 en Brasil, de 2550 km y 4000 MW (2019)

• Mayor sistema HVDC multiterminal (3 estaciones) es Radisson-Nicolet-Sandy Pond (New England) de

HQ, Canadá

• El sistema HVDC VSC más grande del mundo es INELFE (Francia-España), ±320 kV y 1400 MW


Proyecto HVDC KIMAL – LO AGUIRRE (Cronograma General)


Nueva Línea de Transmisión HVDC Norte - Centro

Juan Carlos Araneda T.

Gerente de Planificación de la Transmisión

11 de junio de 2019

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