View
229
Download
0
Category
Preview:
Citation preview
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
2
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
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
3
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
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
4
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.
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
5
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.
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
6
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.
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
7
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:
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
8
Polpaico
Nogales
LVilos LPalmas PAzucar PColor Maintencillo Cardones
ACAR 4x700MCMcomp. serie 40%
400km
3600MVA
ACAR 4x700MCMcomp. serie 40%
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
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
9
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
ACAR 4x700MCMcomp. serie 40%
ACAR 4x700MCMcomp. serie 40%
329km
3600MVA
158km 84km 113km 133km
780MVA394MVA394MVA450MVA450MVA
AASC 740.8MCM
FLINT 740.8 MCMAAAC Flint AAAC Flint AAAC FlintAAAC Flint
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
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
10
LPalmas PAzucar PColor Maintencillo Cardones
ACAR 4x700MCMcomp. serie 40%
ACAR 4x700MCMcomp. serie 40%
329km
3600MVA
158km 84km 113km 133km
780MVA394MVA394MVA450MVA450MVA
AASC 740.8MCM
FLINT 740.8 MCMAAAC Flint AAAC Flint AAAC FlintAAAC Flint
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);
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
11
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
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
12
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.
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
13
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.
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
14
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
1500 Cardones – El Cobre 86.00 404.00 490.00
1500 Cardones – Encuentro 86.00 494.00 580.00
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:
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
15
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
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
16
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
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
17
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
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
18
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 Extremos de la Interconexión
MW % GWh/y
1000 Cardones – El Cobre 30.2 3.0 93.73
1000 Cardones – Encuentro 36.8 3.7 112.8
1500 Cardones – El Cobre 67.3 4.5 205.7
1500 Cardones – Encuentro 82.0 5.5 249.7
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.
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
19
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$/
km
/añ
o
sección mm^2
1500 MW, 600 km
300 kV T
400 kV B
400 kV T
500 kV T
Figura 8: Sección óptima del conductor para 1500MW y 600km de longitud – Solución en HVDC
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
20
120
130
140
150
160
170
180
00 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000
k$/
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
Figura 9: Sección óptima del conductor para 1500MW y 490km de longitud – Solución en HVDC
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
k$/k
m
sección total mm^2
1000 MW, 600 km.
300 kV T
400 kV B
400 kV T
Figura 10: Sección óptima del conductor para 1000MW y 600km de longitud – Solución en HVDC
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
21
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
00 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000
k$/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].
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
22
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
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
23
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$
MW Extremos de la Interconexión
S/E Líneas Total
1000 Cardones – El Cobre 216.0 134.00 350.0
1000 Cardones – Encuentro 216.0 164.00 380.0
1500 Cardones – El Cobre 292.0 149.0 441.0
1500 Cardones – Encuentro 292.0 183.0 475.0
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.
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
24
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 Extremos de la Interconexión
MW % GWh/y
1000 Cardones – El Cobre 48.4 4.8 157.7
1000 Cardones – Encuentro 55.6 5.6 179.4
1500 Cardones – El Cobre 89.8 6.0 288.3
1500 Cardones – Encuentro 104.5 7.0 332.4
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.
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
25
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.
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
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
Skss 146.83 MVAIkss 0.39 kA
ip 0.93 kA
xrw
TC
Cru
cero
-Enc
uent
ro #
2
Skss 2508.78 MVAIkss 6.58 kAip 15.82 kA
rw G
A E
ncue
ntro
-El T
esor
o
Skss 442.86 MVAIkss 1.16 kA
ip 2.79 kA
rw T
C A
taca
ma-
Enc
uent
ro #
2
Skss 702.48 MVAIkss 1.84 kA
ip 4.43 kA
rw T
C A
taca
ma-
Enc
uent
ro #
1
Skss 702.4..Ikss 1.84 kA
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
xrw TC Encuentro 230/24
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
xrw CL Encuentro-Spence
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
El Cobre - Esperanza L1
Skss 281.27 MVAIkss 0.74 kA
ip 1.75 kASkss 281.27 MVA
Ikss 0.74 kAip 1.75 kA
Chacaya - El Cobre L1
Skss 595.59 MVAIkss 1.56 kA
ip 3.71 kA
Chacaya - El Cobre L2
Skss 595.59 MVAIkss 1.56 kA
ip 3.71 kA
El Cobre-Laberinto
Skss 4000.11 MVAIkss 10.50 kA
ip 24.89 kA
El Cobre-Gaby
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
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
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
27
Encuentro 23
0.0000.0000.000
Skss 7805.92 MVAIkss 20.49 kAip 49.22 kA
Barra 1
El Cobre 220Skss 5336.24 MVA
Ikss 14.00 kAip 32.86 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 151.0..Ikss 0.40 kA
ip 0.95 kA
xrw
TC
Cru
cero
-Enc
uent
ro #
1
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
rw G
A E
ncue
ntro
-Col
lahu
asi L
2
Skss 151.01 MVAIkss 0.40 kAip 0.95 kA
xrw
TC
Cru
cero
-Enc
uent
ro #
2
Skss 5661.83 MVAIkss 14.86 kA
ip 35.70 kA
rw G
A E
ncue
ntro
-El T
esor
o
Skss 438.23 MVAIkss 1.15 kA
ip 2.76 kA
rw T
C A
taca
ma-
Enc
uent
ro #
2
Skss 702.58 MVAIkss 1.84 kAip 4.43 kA
rw T
C A
taca
ma-
Enc
uent
ro #
1
Skss 702.5..Ikss 1.84 kA
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
xrw TC Encuentro 230/24
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
xrw CL Encuentro-Spence
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
El Cobre - Esperanza L1
Skss 287.84 MVAIkss 0.76 kA
ip 1.77 kASkss 287.84 MVA
Ikss 0.76 kAip 1.77 kA
Chacaya - El Cobre L1
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kAip 0.00 kA
Chacaya - El Cobre L2
Skss 655.92 MVAIkss 1.72 kAip 4.04 kA
El Cobre-Laberinto
Skss 4107.44 MVAIkss 10.78 kAip 25.30 kA
El Cobre-Gaby
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
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
Skss 7425.43 MVAIkss 19.49 kAip 46.71 kA
Barra 1
El Cobre 220Skss 2178.44 MVA
Ikss 5.72 kAip 13.46 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 0.92 kA
xrw
TC
Cru
cero
-Enc
uent
ro #
1
Skss 3369.73 MVAIkss 8.84 kAip 21.20 kA
rw G
A E
ncue
ntro
-Col
lahu
asi L
2
Skss 146.87 MVAIkss 0.39 kAip 0.92 kA
xrw
TC
Cru
cero
-Enc
uent
ro #
2
Skss 2542.61 MVAIkss 6.67 kAip 15.99 kA
rw G
A E
ncue
ntro
-El T
esor
o
Skss 373.26 MVAIkss 0.98 kA
ip 2.35 kA
rw T
C A
taca
ma-
Enc
uent
ro #
2
Skss 846.18 MVAIkss 2.22 kAip 5.32 kA
rw T
C A
taca
ma-
Enc
uent
ro #
1
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 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
xrw TC Encuentro 230/24
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
xrw CL Encuentro-Spence
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
El Cobre - Esperanza L1
Skss 362.40 MVAIkss 0.95 kA
ip 2.24 kASkss 362.40 MVA
Ikss 0.95 kAip 2.24 kA
Chacaya - El Cobre L1
Skss 728.67 MVAIkss 1.91 kAip 4.50 kA
Chacaya - El Cobre L2
Skss 728.67 MVAIkss 1.91 kAip 4.50 kA
El Cobre-Laberinto
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kAip 0.00 kA
El Cobre-Gaby
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
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
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
28
La Tabla 6 reporta los valores de cortocircuito obtenidos y la evaluación del índice ESCR correspondiente a los casos analizados:
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
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
Indice ESCR para 1500MW Subestación
in N N-1 caso 1 N-1 caso 2
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
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
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
Ikss 5.61 kAip 13.75 kA
J10.000
J20.0000.0000.000
PowerFactory 14.0.525
Project:
Graphic: x_ShrtCirc_SIC
Date: 11/20/2011
Annex:
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
Short-Circuit Impedance
Short-Circuit Impedance
Skss 1459.16 MVAIkss 1.68 kAip 0.00 kA
Skss 1459.16 MVAIkss 1.68 kAip 0.00 kA
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
Skss 1848.19 MVAIkss 2.13 kAip 0.00 kA
Skss 1848.19 MVAIkss 2.13 kAip 0.00 kA
Skss 1848.19 MVAIkss 2.13 kAip 0.00 kA
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
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
Skss 1848.19 MVAIkss 2.13 kAip 0.00 kA
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kAip 0.00 kA
Skss 361.17 MVAIkss 0.95 kAip 0.00 kA
Skss 1162.19 MVAIkss 1.34 kAip 0.00 kA
Skss 1167.25 MVAIkss 3.06 kAip 0.00 kA
Skss 383.21 MVAIkss 1.01 kA
ip 0.00 kA
Skss 361.17 MVAIkss 0.95 kA
ip 0.00 kA
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kAip 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
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
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
Ikss 4.47 kAip 10.91 kA
J10.000
J20.0000.0000.000
PowerFactory 14.0.525
Project:
Graphic: x_ShrtCirc_SIC
Date: 11/20/2011
Annex:
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
Short-Circuit Impedance
Short-Circuit Impedance
Skss 1086.07 MVAIkss 1.25 kAip 0.00 kA
Skss 1086.07 MVAIkss 1.25 kAip 0.00 kA
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
Skss 2640.80 MVAIkss 3.05 kAip 0.00 kA
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kAip 0.00 kA
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kAip 0.00 kA
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
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
Skss 2640.80 MVAIkss 3.05 kAip 0.00 kA
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kAip 0.00 kA
Skss 382.82 MVAIkss 1.00 kAip 0.00 kA
Skss 1232.75 MVAIkss 1.42 kAip 0.00 kA
Skss 1238.11 MVAIkss 3.25 kAip 0.00 kA
Skss 406.18 MVAIkss 1.07 kA
ip 0.00 kA
Skss 382.82 MVAIkss 1.00 kA
ip 0.00 kA
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kAip 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
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
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
Ikss 4.52 kAip 11.15 kA
J10.000
J20.0000.0000.000
PowerFactory 14.0.525
Project:
Graphic: x_ShrtCirc_SIC
Date: 11/20/2011
Annex:
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
Short-Circuit Impedance
Short-Circuit Impedance
Skss 1410.88 MVAIkss 1.63 kAip 0.00 kA
Skss 1410.88 MVAIkss 1.63 kAip 0.00 kA
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
Skss 1956.09 MVAIkss 2.26 kAip 0.00 kA
Skss 1956.09 MVAIkss 2.26 kAip 0.00 kA
Skss 1956.09 MVAIkss 2.26 kAip 0.00 kA
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
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
Skss 1956.09 MVAIkss 2.26 kAip 0.00 kA
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
Skss 1.29 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
Skss 0.00 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
Skss 1.37 MVAIkss 0.00 kA
ip 0.00 kA
Skss 1.29 MVAIkss 0.00 kAip 0.00 kA
Skss 0.00 MVAIkss 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
Indice ESCR para 1000MW Subestación
in N N-1 caso 1 N-1 caso 2
Cardones 4.46 3.47 3.51
Indice ESCR para 1500MW Subestación
in N N-1 caso 1 N-1 caso 2
Cardones 2.84 2.18 2.21
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
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)
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 349.26 10.50 17.45 639.83
1000 Cardones – Encuentro 380.10 11.40 19.91 704.80
1500 Cardones – El Cobre 440.94 13.23 32.04 910.35
1500 Cardones – Encuentro 474.44 14.20 37.04 1006.08
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:
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
34
POTENCIA TRANSMITIDA SOLUCIONES COSTO
CAPITAL COSTO
O&M COSTO
PERDIDAS COSTO TOTAL ACTUALIZADO
MW ESTREMOS LINEAS MUS$ MUS$/yr MUS$/yr MUS$ 1500 Cardones – El Cobre 451.00 13.54 32.04 923.81
1500 Cardones – Encuentro 485.00 14.54 37.04 1019.53
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, alf.persson@se.abb.com;
[ 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”
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
35
PARTE 2: EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LOS PROYECTOS DE INTERCONEXIÓN
.
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
36
PARTE 3: ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA NORMA TÉCNICA DE CALIDAD Y SEGURIDAD DE SERVICIO
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
37
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:
SYNEX – MERCADOS
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
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
Análisis técnico y económico de una interconexión SING – SIC: Informe Final
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.
Recommended