Fenómeno del Transient Recovery Voltage: Debate sobre el TRV en un nuevo escenario eléctrico

La tensión de recuperación transitoria, más conocida como TRV por su sigla en inglés (Transient Recovery Voltage), es la diferencia de tensión que se produce entre los polos de un interruptor de alta tensión una vez que interrumpe la corriente de falla. Si esa tensión de recuperación excede la capacidad del interruptor, puede llegar a destruirlo.

Por ello, las empresas están enfocando sus esfuerzos en la modelación parcial de sus instalaciones en 500 kV, donde más impacta este fenómeno, a fin de dimensionar las tensiones peaks que puede tener el TRV y así especificar los equipos capaces de soportar dichas exigencias. Sin embargo, aún persiste una falta de visión global sistémica que permita definir directrices para la planificación adecuada del sistema eléctrico. Asimismo, no se ha analizado en forma global el sistema de 220 kV y persiste aún la incertidumbre respecto a los niveles de TRV y de la tasa de subida del voltaje de recuperación (RRRV) a los que están sometidos los equipos.  El escenario futuro con un corredor en 500 kV de 2.500 km, entre las subestaciones Kimal (aledaña a las subestaciones Crucero y Encuentro) y Tineo (Nueva Puerto Montt), traerá consigo un desafío considerable para la planificación y operación del sistema nacional, por lo tanto, no puedes estar ausente de esta importante discusión en la Jornada Técnica  “Fenómeno de Transient Recovery Voltage (TRV) y su impacto en el Sistema Eléctrico Nacional” que se realizará el 27 de noviembre.

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Incorporación de Requerimientos de Expansión de PMGD’s en la Planificación de Transmisión

Es indudable que los Pequeños Medios de Generación que se conectan al interior de los sistemas de distribución, denominados PMGD, están creciendo de una forma importante. Por ello, la Comisión Nacional de Energía y CIGRE Chile organizaron el “Seminario PMGD: procesos de conexión y operación, próximos desafíos técnicos” que se llevó a cabo el pasado mes de septiembre. “El desarrollo tecnológico, la caída de los precios de paneles solares, así como un mayor involucramiento de la ciudadanía en temas energéticos aumenta el número de interesados en invertir en generación renovable. Por esta razón, las distribuidoras se están enfrentando a un creciente número de solicitudes de conexión de PMGD a sus redes de distribución”, señaló Alfredo Cárdenas, Subgerente de Planificación de Transelec. Cabe destacar que actualmente este tipo de desarrollos de generación está sujeto a la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en instalaciones de media tensión, conocida como NTCO.

Junto con la elaboración de reglamentos y la revisión de la normativa técnica que lidera la Comisión Nacional de Energía por la nueva Ley N°20.936, que establece un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea un organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, también se está revisando la NTCO asociada a los PMGD. Lo anterior, “representa una excelente oportunidad para modernizar y lograr una coherencia regulatoria de dicha normativa, en particular en lo referente a los tiempos y formas en que se deben expandir los Sistemas de Transmisión, en particular los Sistemas de Transmisión Zonales, por requerimientos de conexión de generación calificada como PMGD”, indicó.

En efecto, al realizar una revisión de la NTCO es posible constatar que los plazos y forma en que deben responder las empresas propietarias de activos del Sistema de Transmisión Zonales, según el ejecutivo, no se condicen con el nuevo proceso regulado establecido en la nueva Ley N°20.936 que  establece que las obras de expansión de los Sistemas de Transmisión Zonal están sujetas a un proceso centralizado y con plazos muy superiores a los tiempos de desarrollo con que trabajan los desarrolladores de PMGD. Dado que actualmente se está revisando la relación que debe existir entre el Coordinador Eléctrico Nacional, las empresas de distribución y los desarrolladores de PMGD, también es necesario hacer balancear y hacer coherentes las normativas de planificación de la transmisión y de conexión de PMGD. “Es el momento ideal para hacer los cambios y ajustes reglamentarios y normativos necesarios que permitan preservar la seguridad y calidad del servicio en el sistema eléctrico en su conjunto”, indicó Cárdenas.

La nueva ley de transmisión incorpora también el concepto de “holgura” a la metodología de expansión de la transmisión. Este concepto permitirá expandir el sistema de transmisión de manera de facilitar y flexibilizar la conexión de centrales renovables de tamaño pequeño. Considerar el concepto de holgura en los Sistemas de Transmisión es la forma de compatibilizar la normativa para que las expansiones en transmisión requeridas por los PMGD’s puedan ser parte de los procesos de planificación de la transmisión, tanto en tiempo como en forma.

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El nivel de cortocircuito debe ser una variable a considerar en la planificación del sistema eléctrico

El crecimiento del sistema eléctrico chileno en los últimos 15 años, sumado a la diversificación de su parque generador, ha abierto un nuevo foco de atención en cuanto a una de las variables de desarrollo del sistema eléctrico: los niveles de cortocircuito en el sistema de transmisión.

Sobre este punto se discutió en la Jornada Técnica “Aumento de Niveles de Cortocircuito en Subestaciones Críticas del Sistema Eléctrico Nacional”, organizada por el Comité Chileno de CIGRE el 28 de agosto de 2017, oportunidad en que diversos actores presentaron distintas visiones y experiencias. Así, algunas destacables conclusiones comunes, por ejemplo, la importancia metodológica al diferenciar cuál es el objetivo final del cálculo. Se quiere especificar interruptores de poder, dimensionar mallas de puesta a tierra o definir ajustes de protecciones. “Estos puntos originan la discusión y necesidad de considerar el nivel de cortocircuito como una variable desde la planificación del sistema eléctrico hasta la fase de condición operacional de la instalación”, comentó Erick Zbinden, Jefe del Departamento Integridad del Sistema del Coordinador Eléctrico Nacional.

Lo anterior no es casual. Como comentaron los exponentes internacionales, basados en su experiencia para administrar los altos niveles de cortocircuitos en Argentina, “siempre será más sencillo intervenir una malla de puesta a tierra durante su proceso de construcción y no cuando ya está operando, lo que incluso en algunas ocasiones se vuelve imposible de realizar dada la criticidad de la subestación eléctrica”. Al respecto, la reflexión inmediata apunta hacia cómo debemos considerar las holguras mínimas necesarias y cuáles son los supuestos de cálculo más adecuados.

En la actualidad, la tecnología nos entrega oportunidades para administrar y mitigar los niveles de cortocircuito, en consecuencia, las diversas alternativas deberán ser estudiadas en el corto plazo, como es la utilización de Limitadores de Cortocircuito. Otras medidas de mediano plazo como la reconfiguración topológica del sistema también son objeto de análisis y evaluación. No obstante, se destacó como relevante homologar la definición de una metodología nacional que clarifique cómo se debe considerar los supuestos técnicos a la hora de determinar los niveles de cortocircuitos en el sistema. En la misma jornada, se dejó abierta la puerta para la conformación de un Grupo de Trabajo CIGRE que pueda aportar en esa dirección.

Finalmente, según Zbinden, es importante tener presente que se está diseñando infraestructura eléctrica con estándares de seguridad y calidad que deben ser capaces de mantenerse en el tiempo, al menos dentro de un período razonable de la vida útil de las subestaciones. Prueba de ello es que en los últimos 15 años, muchas subestaciones del sistema eléctrico nacional han experimentado aumentos en sus niveles de cortocircuito entre un 100% y 300%, reforzando la idea que las metodologías de cálculo de cortocircuitos deben recoger tanto la visión de desarrollo de largo plazo, como los requerimientos operacionales al momento de la conexión de un proyecto. Se espera que los puntos de convergencia discutidos en esta jornada sean el puntapié inicial de un proceso de definiciones que lleve al sector a tener un desarrollo y expansión del sistema eléctrico tan flexible, como seguro y resiliente.

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Aumento de socios: CIGRE Chile se consolida como una organización relevante en el sector eléctrico

El Comité Chileno de CIGRE ha experimentado un crecimiento importante de sus socios. Así, en la actualidad, reúne a 190 socios, de los cuales, 88 son individuales y representan a más de 50 empresas. Sin duda, este crecimiento se debe al esfuerzo en la difusión del conocimiento de los sistemas eléctricos de potencia en el sector y en la comunidad interesada, que permanentemente el Comité Chileno realiza a través de sus encuentros ya sean seminarios, jornadas técnicas o bienales.  Oportunidades que también son escenarios para compartir experiencias con expertos internacionales y que comunican tanto sus diferentes realidades como soluciones al público local.

Las cifras son elocuente, así, en la categoría Individual I ya se cuenta con 65 socios, mientras que en la Individual II son 21 los socios. A lo anterior se suma la incorporación de miembros en la categoría Estudiantes, 1 socio de la USACH y 1 de la USM. Por su parte, existen 17 socios colectivos (equivalente a 6 integrantes cada uno) que son: ABB S.A.; ACCIONA ENERGÍA CHILE S.A.; AES GENER S.A.; Asociación de Empresas Eléctricas A.G.; CELEO REDES (CELEO REDES CHILE LIMITADA); COLBÚN S.A.; COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA; Coordinador Eléctrico Nacional; Elecnor Chile S.A.; ENGIE ENERGÍA CHILE S.A.; Jorpa Ingeniería S.A.; SAESA Sociedad Austral de Electricidad; SF6 CHILE LTDA.; Siemens S.A.; TRANSELEC S.A. y Grupo CGE.

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