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Mayor estabilidad y seguridad en las operaciones es lo que caracteriza actualmente al sistema eléctrico del centro sur del país, lo que se profundizaría con la integración de los CDECs a partir del próximo año, pues aumentarán las complementariedades en la generación de diferentes fuentes, otorgando opciones para la gestión de las redes, explican diferentes especialistas.
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ISSN 0717-164julio 2016 | Año 25
www.revistaelectricidad.cl
196
Avances del proyecto Alto Maipo
Nuevas técnicas y desafíos para el montaje de torres de transmisión
Impacto de las mini hidros en las comunidades mapuche
El nuevo rumbo del SIC
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Sumario
EDICIÓN Nº 196 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl
Encuéntranos en:
Torres eléctricas en zona de Alto Jahuel. Foto: Juan Carlos Recabal
ISSN 0717-164julio 2016 | Año 25
www.revistaelectricidad.cl
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Avances del proyecto Alto Maipo
Nuevas técnicas y desafíos para el montaje de torres de transmisión
Impacto de las mini hidros en las comunidades mapuche
El nuevo rumbo del SIC
GRUPO EDITORIAL EDITEC • Presidente: Ricardo Cortés D. / Gerente General: Cristián Solís A. / Gerente Comercial: Julio Herrera M. / Gerente de Conferencias y Estudios: Nelson Torres A. / Gerente Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C./ Gerente Zona Sur: Rodrigo Infante V.
Consejo Editorial: Francisco Aguirre, Juan Carlos Araneda, Javier Bustos, Ramón Galaz, Daniel Gómez, Claudio Helfmann, José Tomás Morel, David Noe, Claudio Roa, Juan Pablo Schaeffer, Rainer Schroeer, Claudio Seebach.
Director:Roly Solís
Editora: Daniela Maldonado
Periodista: Roberto Valencia
Fotografías:Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD
Diseño y Producción: Ediarte S.A.
Director de Arte: Alfredo Eloy
Diseño y Producción Gráfica: Andrés Núñez
Impresión: Sistemas Gráficos Quilicura S.A.
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El nuevo rumbo del SIC Guillermo Espinosa, presidente del Panel de Expertos evalúa accionar del organismo
Entrevista CentralReportaje Central
3 Editorial
14 Cara a Cara Impacto de las mini hidros en las comunidades mapuche
17 Energía Juan Cembrano, presidente del directorio del CDEC SIC: “Adaptación en el nuevo coordinador se producirá de forma rápida”
19 Energía Plantean que Chile sea uno de los tres países Ocde con menor precio de la energía
23 Energía Seminario del Cigré abre debate sobre holgura en transmisión
25 Columna de Opinión Carlos Cortés, director ejecutivo de la Asociación de Empresas de Gas Natural
27 Informe Técnico Avances del proyecto Alto Maipo
29 Empresas Eduardo Alvarado, gerente general de Trent: “Chile está atrasado en materia de eficiencia energética”
30 Informe Técnico Nuevas técnicas y desafíos para el montaje de torres de transmisión
34 Escenario Energético
38 Energía Se inauguró la primera central de pasada sobre el río Itata
40 Principales diferencias entre el SING y SIC a la hora de instalar plantas fotovoltaicas
43 Columna de Opinión Diego Lizana, director ejecutivo de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE)
44 Mercado Eléctrico
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Editorial
Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas,
habitualmente son cuatro años de tramitación para la dictación
de un permiso de construcción de obra mayor por parte de la
Dirección General de Aguas (DGA). Este es un tema abordado
incluso por la Comisión de Productividad del Gobierno, por lo que
la industria espera avanzar prontamente hacia la externalización
del permiso de construcción.
Por otra parte, expresan los desarrolladores de mini hidros, el
proyecto de Ley que modifica el Código de Aguas (y que está
actualmente siendo analizado en su primer trámite constitucio-
nal en la comisión de Agricultura de la Cámara de Diputados)
plantea ambigüedades sobre el régimen aplicable a los derechos
existentes. Si bien el principio
declarado por la autoridad, de-
tallan, es que estos no se ve-
rán afectados, el proyecto en
la práctica dispone lo contra-
rio, puesto que este contempla
afectaciones graves a los dere-
chos, tales como la posibilidad
de extinguirse por inexistencia de obras y la posibilidad de ser
limitados en forma retroactiva por imposición de caudal ecológico.
En otro ámbito, las mini hidros –al igual que otras plantas de
generación eléctrica− han tenido que enfrentar la oposición de
algunas comunidades aledañas e incluso actos de vandalismo
en zonas del Alto Biobío.
A nivel internacional, estamos muy lejos de países como Alemania
(que cuenta con 7.400 mini hidro) o Europa Occidental (que tiene
25.000); sin embargo, y pese a las barreras que todavía persisten,
se ha avanzado y, tal como lo señalan especialistas y el mismo
ministro de Energía, lo más probable es que se cumpla la meta
de 100 nuevas mini centrales. Actualmente hay en operación
y en construcción 107 (55 eran las iniciales), por lo que aún
faltaría por concretar 48.
n la Expo Apemec de 2015 el ministro de Ener-
gía, Máximo Pacheco, anunció la meta de 100
nuevas mini hidro (centrales hidroeléctricas con
potencia menor a 20 MW) para el término del
Gobierno de la Presidenta Michelle Bachelet.
Después de un año y tras la realización de la VII versión de la
principal Feria del sector mini hidroeléctrico de Latinoamérica
−que se efectuó en Santiago el 29 y 30 de junio− se puede
asegurar que aunque hay importantes avances (hoy existen 22
centrales en construcción y desde marzo de 2014, 30 se han
puesto en operación), los desafíos son significativos.
Por una parte, y al igual que
el resto de las Energías Re-
novables No Convencionales
(ERNC), deben lograr finan-
ciarse y sobrevivir a los vaivenes
del mercado. Con los actuales
costos marginales bajos (es
decir el precio promedio de la
energía generada por la central más cara que inyecta al sistema,
y que marca las transacciones en el mercado spot), el desafío
aumenta. Y este es un tema de suma relevancia, ya que hasta
el momento ninguna mini hidro se ha podido adjudicar bloques
de energía en las últimas licitaciones, por lo que la opción para
algunas de estas empresas ha sido conseguir un PPA (power
purchase agreement) con clientes libres, pero la mayoría vende
su energía al mercado spot.
Otro de los desafíos que enfrenta este tipo de generación eléc-
trica es el actual sistema de aprobación de obras hidráulicas.
Desde el gremio que las agrupa −Apemec− han expresado que
el sistema de revisión de los proyectos resulta anacrónico y que
no está acorde a las necesidades y volumen actual de proyectos,
lo que ralentiza la inversión, impone incertidumbre, y demora los
procesos muy por sobre los plazos razonables. Según cifras de la
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Las mini hidros –al igual que otras plantas de generación eléctrica− han tenido que enfrentar la oposición de
algunas comunidades aledañas e incluso actos de vandalismo en zonas
del Alto Biobío.
La apuesta por las mini hidro
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Mayor estabilidad y seguridad en las operaciones es lo que caracteriza actualmente al sistema eléctrico del centro sur del país, lo que se profundizaría con la integración de los CDECs a partir del próximo año, pues aumentarán las complementariedades en la generación de diferentes fuentes, otorgando opciones para la gestión de las redes, explican diferentes especialistas.
Costos marginales, transmisión e interconexión
El nuevo rumbodel SIC
Torres de transmisión en zona de Alto Jahuel. Fo
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a diversificación de fuentes ener-
géticas, junto a la estabilidad y se-
guridad en el suministro eléctrico y
costos marginales a la baja son las
principales características que registra el Sistema
Interconectado Central (SIC) durante los últimos
doces meses, siendo el escenario que recibirá la
integración del CDEC SIC con el CDEC SING a
partir del 1 de enero del próximo año, cuando entre
en operaciones el nuevo coordinador independiente
del sistema nacional.
Actualmente el SIC, qua abarca al 92% de la po-
blación del país, presenta una capacidad instalada
de 16.210 MW, siendo la generación térmica la que
lidera el despacho de energía en la zona con 62,2%
a mayo de este año, seguida de fuentes hídricas
con 33,7%, según los datos proporcionados por
el CDEC SIC.
Por su parte, 2.178 MW generados en el SIC perte-
necen a Energías Renovables No Convencionales
(ERNC), lo que es valorado por Andrés Romero,
secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de
Energía (CNE), pues “actualmente el SIC, a diferen-
cia de años anteriores, cuenta con un porcentaje
cada vez más relevante y creciente de generación
con ERNC, que en capacidad instalada ya supera
el 12% de la matriz, con muchos proyectos que
fueron construidos recientemente.
Costos marginalesRodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas
Eléctricas A.G., destaca a Revista ELECTRICIDAD
la actual realidad del sistema: “en el último tiempo se
ha mostrado una operación eficiente y económica,
con los costos marginales que han venido bajando
significativamente y, comparado con lo que pudimos
experimentar en los años anteriores, el sistema está
funcionando en forma adecuada”.
El diagnóstico es compartido por Claudio Seebach,
vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile
A.G., quien explica que la caída en el precio de los
combustibles y el mejoramiento de la condición
hidrológica cambiaron el escenario en torno a los
precios de la energía en el sistema.
L “El año hidrológico 2015-2016 presentó una probabili-
dad de excedencia de 79%. Esto último acompañado
con un discreto crecimiento de la demanda de energía
eléctrica y la incorporación a la matriz de generación solar
principalmente, ha permitido en los últimos 12 meses
una reducción de los costos marginales de energía de
entre 46% y 78% respecto del mes de mayo de 2015
en la barra Quillota 220 kV”, precisa el ejecutivo.
Para Juan Eduardo Vásquez, gerente de la División
Negocios y Gestión de Energía de Colbún (una de las
principales empresas generadoras del sistema), el costo
marginal “disminuyó en 45%, desde US$136 MWh en
el primer trimestre de 2015 a US$61 MWh en igual
período de 2016”.
Andrés Romero estima que en los próximos años “la
entrada de más proyectos −actualmente en construc-
ción− de distinto tipo de tecnologías, que sumados a la
entrada en operación de los proyectos de transmisión
−también en construcción− aportarán a mantener ni-
veles de costos marginales como los que vemos en la
actualidad”.
En esta línea Renato Agurto, director de Synex, menciona
que la proyección de costos marginales de energía en el
SIC se ubicarían “entre US$40 y US$43 por MWh para
el nudo de referencia Quillota 220 kV, para recuperarse
en la próxima década. Los costos marginales de largo
plazo dependerán de los precios de los combustibles y
del costo en el desarrollo de ciclos combinados a gas
natural y de centrales a carbón”.
TransmisiónLa actual estrechez de la transmisión sigue siendo una
piedra en el zapato en el sistema, especialmente en la
Región de Coquimbo y al sur de Concepción, aunque
en la industria indican que la descongestión en la zona
norte del SIC se dará principalmente con el proyecto de
Interchile Cardones-Polpaico.
Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC
SIC indica a Revista ELECTRICIDAD que las dificultades
en transmisión se disiparán con la entrada del proyecto
Cardones-Polpaico de Interchile, toda vez que “permitirá
una mayor holgura para evacuar la energía renovable en
la zona norte del SIC. Además hay que considerar que
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la interconexión con el SING, permitirá
contar con una mayor flexibilidad en
la operación”.
El ejecutivo afirma que estas restric-
ciones se visualizaron en 2013, por
lo que en 2015 se impulsaron otras
medidas tecnológicas para aumentar las
transferencias a la espera de las amplia-
ciones actualmente en curso. Salgado
destaca la implementación de un centro de despacho
de energías renovables y la puesta en servicio de sis-
temas automáticos, “lo que permitió aumentar en más
de 100% la capacidad de transmisión. Solamente en
2015 esto significó mayores inyecciones de energía
renovables por más de US$10 millones”.
“Hoy estamos en una segunda generación de estos
automatismos y hace poco se firmó un contrato en
que participaron casi 20 empresas renovables, más
Guacolda (AES Gener), por lo que vamos a poder
controlar segundo a segundo las transferencia de
potencia y con eso optimizar aún más la capacidad
de transmisión desde la zona norte al resto del SIC.
Todo este manejo en coordinación en tiempo real
hará que el despacho se mueva automáticamente a
las centrales, de modo de siempre ir maximizando la
transferencia en la línea, por lo que realmente es
un proyecto de última tecnología”, resalta Salgado.
Respecto al futuro de estos sistemas automáticos
una vez que se amplíe la transmisión, Salgado
sostiene que “si las energías renovables siguen
creciendo más rápido que el desarrollo de los sis-
temas de transmisión y estos se vuelven a saturar,
tenemos la experiencia con estos automatismos.
Además, los equipos y plataformas quedarán
disponibles, así que si se requieren nuevamente
ahí estarán para optimizar la operación”.
Claudio Seebach señala que con la vigencia de
la nueva Ley de Transmisión también “se impul-
sará un crecimiento sustentable del parque de
generación, lo que se traducirá en un suministro
confiable, de calidad y eficiente debido a que será
una herramienta que focalizará criterios objetivos
y de largo plazo, así como las flexibilidades nece-
sarias en los procesos de planificación energética
y de transmisión”.
InterconexiónEl inminente escenario para el SIC es la interco-
nexión con el SING y la integración de los CDECs
a partir del 1 de enero de 2017, lo que –a juicio de
los especialistas y actores de la industria− traerá
una serie de cambios positivos para el sistema
centro sur.
Tabla 1: Capacidad instalada en MW en el SICEmpresa Térmico Hídrico Eólico Solar Total
Colbún 1.705 1.526 3.230,80
Endesa 1.463 2.289 3.751,50
AES Gener 689 271 959,6
Celta 379 476 855
Pehuenche 702 702
Guacolda 760 760
Eléctrica Santiago 479 479
Duke Energy 199 140 339,1
Enlasa 283 283,2
Eléctrica Campiche 272 272
Eléctrica Ventanas 272 272
Eléctrica Panguipulli 92 108 199,7
Amanecer Solar 101 101
Central Cardones 153 153
Hidroeléctrica la Confluencia 163 163,2
Celulosa Arauco 150 150
Hidroeléctrica la Higuera 155 150
Los Guindos Generación 139 139
Sagesa 117 116,7
Los Espinos 124 124
Parque eólico El Arrayán 115 115
Potencia 115 115,2
Pacific Hydro Chacayes 112 112
Parque eólico Los Cururos 110 109,6
Luz del Norte 141 141
Otros Generadores 943 607 595 2.412,10
Total 8.241,70 6.532,80 819,9 616,3 16.210,70Fuente: Informe del CDEC SIC-mayo 2016.
Tabla 2: Capacidad instalada en ERNC en el SICBiomasa y biogás
Hídrico Eólico Solar Total
379,2 362,8 819,9 616,3 2.178,20
Fuente: Informe del CDEC SIC-mayo 2016.
Renato Agurto, director de Synex.
Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G.
Gabriel Olguín, académico de la Universidad de Santiago.
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Rodrigo Castillo sostiene que, con la interconexión,
“el SIC tendrá más alternativas, como la capacidad
térmica del SING que se complementará con
la hidroelectricidad del centro sur, aumentando
la seguridad y fiabilidad del sistema unificado.
Vender energía desde el norte hacia el sur permite
que proyectos solares en el SING tengan mayor
demanda en los centros de consumo del sur”.
Gabriel Olguín, académico de la Universidad de
Santiago afirma que también “con un sistema
nacional, el SING podrá utilizar energía hidráulica
que se tenga en exceso en el SIC cuando en las
horas de la tarde no haya despacho solar ni re-
cursos eólicos, porque vamos a tener un corredor
de 500 kV que permitirá que la energía hidráulica
vaya al norte grande. Por otra parte, durante el
día, en el SIC, vamos a utilizar energía de plantas
fotovoltaicas ubicadas en el desierto de Atacama”.
En su opinión los embalses que están en el SIC
serán clave en la disponibilidad de almacenamien-
to energético para darle una mayor flexibilidad
a la red, a través de la complementación con la
generación ERNC, “además de que la nueva ley
de transmisión permitirá que el coordinador del
sistema licite recursos que le aporten flexibilidad
a la red como mecanismos de servicios comple-
mentarios y baterías de almacenamiento”.
Renato Agurto asegura que la interconexión
genera un “efecto de regulación que pueden
aportar las centrales hidroeléctricas del SIC a
la intermitencia que puedan tener las centrales
ERNC del SING, por lo que en el largo plazo será
importante que el país reduzca la oposición al
desarrollo de los embalses porque la construc-
ción de centrales de pasada reduce la posibilidad de
manejar eficientemente una mayor incorporación de
energía renovable”.
En vista a la interconexión, Daniel Salazar, director eje-
cutivo del CDEC SING, plantea la complementariedad
entre la tecnología térmica del norte grande con el
desarrollo solar, eólico e hídrico del SIC. “Por la fuerte
base hidroeléctrica que tiene el SIC está expuesto a
ciclos de sequías y a una fuerte estacionalidad; entre
enero y abril tienen la menor disponibilidad hídrica,
pero a partir de enero de 2018 esa estacionalidad se
podrá gestionar de mejor manera por la base térmica
que tiene el SING en gas y carbón, por lo que se dará
un mayor respaldo y se robustecerá el SIC”, concluye
el especialista.
Finalmente Andrés Salgado comparte la decisión
adoptada por las autoridades del sector eléctrico de
adelantar los plazos de la integración de los CDECs
en un solo coordinador para el 1 de enero, pues “el
proyecto es muy importante y desafiante en términos
técnicos y humanos, por lo que se requiere que la
organización se focalice lo antes posible como un
solo equipo en estas tareas”.
Conclusiones
• La baja en el precio de los combustibles y la mayor hidrología han bajado los costos marginales en el SIC, lo que se suma a la mayor presencia de generación ERNC.
• El sistema se alista a mejorar la estrechez de transmisión que registra en la Región de Coquimbo, debido a los proyectos de interconexión de TEN y de la línea Cardones-Polpaico.
• La interconexión con el SING y la integración de los CDECs prevé una mayor complementariedad entre las fuentes térmicas del norte con la hidroelectricidad y ERNC del centro sur, por lo que se proyecta un sistema más flexible y seguro.
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Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE.
Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING.
Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile A.G.
Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC.
TENDENCIAS EN EL SIC
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Nuestros clientes recibirán el servicio en tres áreas específicas: la operación en tiempo real; la
coordinación de los sistemas y la operación programada para el funcionamiento de sus proyectos
de generación en el sistema eléctrico”Marco Cáceres, gerente general de RNE.
“
Así funciona el servicio del Centrode Control y de Despacho de RNELa supervisión de las operaciones de los nuevos entrantes en el sistema eléctrico nacional es la principal solución que entrega Reliable Nueva Energía a desarrolladores ERNC, PMGD o a las compañías que ya tengan centrales en el norte grande o en el centro sur del país.
Sistema Interconectadodel Norte Grande
Centro de despacho económico de cargaCDEC- SIC / CDEC - SING
• Supervisar que las transferencias y condiciones operacionales de las instalaciones del cliente estén permanentemente dentro la normativa vigente y de sus parámetros constructivos, coordinando con CDEC las adecuaciones que correspondan.
• Supervisar bandas de tensión en barras, de acuerdo con la normativa vigente.
• Supervisar que los automatismos estén activados y operativos, actuando de manera proactiva en la operación.
• Verificar permanentemente la operatividad del sistemas de supervisión (SCADA, registrador de frecuencia), comunicación (VHF, satelital Hot line, red pública y vías operacionales), y herramientas de apoyo (red lan, pc, ups, grabadora, servicios auxiliares, otros).
• Atender cualquier requerimiento del CDEC, efectuando las maniobras o coordinándolas con el ejecutor responsable de efectuarlas, definido por la empresa propietaria (cliente).
Sistema InterconectadoCentral
coordinación en la operación de las instalaciones eléctricas de los concesionarios de generación, de transmisión y de distribución
que operan los diferentes sistemas interconectados.
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coordinación en la operación de las instalaciones eléctricas de los concesionarios de generación, de transmisión y de distribución que operan los
diferentes sistemas interconectados.
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Acceso monitoreo
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Enlace Dedicado Eólico Enlace Dedicado PFV 2
Una experiencia de más de 15 años en el sector eléctrico en su capital humano es uno de los principales avales de Re-liable Nueva Energía (RNE),
empresa especializada en la gestión de conexión de proyectos de generación o industriales que desean conectarse a los sistemas interconectados nacionales, y que a partir de ahí, ha permitido construir una relación de largo plazo con sus clien-tes a través del acompañamiento en sus operaciones comerciales y el apoyo a la operación coordinada en tiempo real con la red a través de su Centro de Control.Marco Cáceres, gerente general de Reliable Nueva Energía, afirma que el objetivo de la compañía es otorgar ser-vicios a los nuevos entrantes al sistema eléctrico nacional, sean desarrolladores de Energías Renovables No Convencio-nales (ERNC) o Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que no poseen un vasto conocimiento regulato-rio u operacional del mercado eléctrico chileno. También prestan el servicio a empresas que ya tengan proyectos en operaciones dentro del Sistema Inter-conectado del Norte Grande (SING) o Sistema Interconectado Central (SIC). “Buscamos ser un socio estratégico en la administración de sus activos eléc-tricos, basado en el conocimiento y la experiencia que tenemos como equi-po en el apoyo a nuestros clientes en el funcionamiento de sus proyectos. Actualmente estamos conectados al SING y trabajando con tres empresas para que se conecten en el SIC durante los próximos meses, con proyectos eó-licos y fotovoltaicos”, afirma.
CENTRO DE CONTROL RNEPensando en lo anterior, el ejecutivo destaca la experiencia del equipo de RNE en los aspectos operativos y co-merciales que tienen los proyectos de generación y transmisión, para lo cual cuentan con un centro de control para sus clientes, con dos elementos muy importantes a destacar, “el primero nuestra independencia en el sistema, no somos coordinados, operamos instala-ciones de terceros, y segundo nuestra orientación a instalaciones renovables y de transmisión”.
“Nuestro Centro de Control RNE viene a llenar una necesidad que existe en el mercado y que no está cubierta a pesar de la oferta existente, esto es, la entrega de un servicio de calidad basado en la experiencia de nuestros operadores. El Centro de Control RNE se construyó con los más altos estándares de la norma técnica, e incorporando aquellos reque-rimientos y necesidades detectadas en conversaciones con los CDEC y los principales coordinadores con los cua-les vamos a participar en este proceso”, precisa Marco Cáceres.Según el ejecutivo, el beneficio que en-cuentran las empresas con RNE “son las sinergias con sus centrales generadoras pues el centro de control fue diseñado de una manera que aporte a la administra-ción y gestión de costos de los proyectos en la coordinación de tiempo real”.El sistema de control de RNE hace que no sea necesario que la central genera-dora se conecte a los puntos que solicita el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) cuando empiece a operar, puesto que se conecta directamente
LA GESTIÓN EN LA CONEXIÓN DE PROYECTOS, SEAN ERNC O PMGD a través de un centro de última generación para el apoyo de las operaciones de despacho en el SING y SIC, es uno de las soluciones que ofrece esta empresa que cuenta con un experimentado equipo humano.
Nace un nuevo Centro de Control para la supervisión, programación y coordinación de la operación en tiempo real de instalaciones de generación y transmisión, de carácter independiente y renovable
Reliable Nueva Energía
al Centro de Control RNE “que ya está conectado con todos los puntos que re-quiere el CDEC para su implementación y así llegar con los respaldos correspon-dientes de sus datos”.“Lo que nosotros también buscamos es que el CDEC no tenga que conversar con los 25 ó 30 proyectos que están actuale-mente conectándose, sino que exista un ente que coordine esa operación”, afirma Cáceres, agregando que el servicio del Centro de Control RNE es 24/7.“Tenemos un sistema SCADA de últi-ma generación, además de disponer de Unidades Remotas Terminales (URT) de multiprotocolo para la conversación con cualquier tipo de equipo que esté imple-mentada en los parques de generación”, precisa el gerente general de la empresa.La solución de RNE se profundizará en el escenario de la interconexión SING-SIC y la integración de los CDECs en el coordinador independiente del sistema nacional. De acuerdo a Marco Cáceres, “los procesos de control están respalda-dos y disponemos de todas las teleco-municaciones que se requieren”.
TENDENCIAS EN EL SIC
Tendencias RNE.indd Todas las páginas 22-06-16 3:36 p.m.
TENDENCIAS EN EL SIC
Marco Cáceres, gerente general
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Reseña de la empresaReliable Nueva Energía nace para cumplir una necesidad que existía en el mercado, focalizada en nuevos entrantes al sistema eléctrico chileno, a través de proyectos fotovoltaicos y eólicos que no tienen el conocimiento del mercado. Su experiencia está asignada a la gestión de conexiones de los proyectos.
Nuestros clientes recibirán el servicio en tres áreas específicas: la operación en tiempo real; la
coordinación de los sistemas y la operación programada para el funcionamiento de sus proyectos
de generación en el sistema eléctrico”Marco Cáceres, gerente general de RNE.
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Así funciona el servicio del Centrode Control y de Despacho de RNELa supervisión de las operaciones de los nuevos entrantes en el sistema eléctrico nacional es la principal solución que entrega Reliable Nueva Energía a desarrolladores ERNC, PMGD o a las compañías que ya tengan centrales en el norte grande o en el centro sur del país.
Sistema Interconectadodel Norte Grande
Centro de despacho económico de cargaCDEC- SIC / CDEC - SING
• Supervisar que las transferencias y condiciones operacionales de las instalaciones del cliente estén permanentemente dentro la normativa vigente y de sus parámetros constructivos, coordinando con CDEC las adecuaciones que correspondan.
• Supervisar bandas de tensión en barras, de acuerdo con la normativa vigente.
• Supervisar que los automatismos estén activados y operativos, actuando de manera proactiva en la operación.
• Verificar permanentemente la operatividad del sistemas de supervisión (SCADA, registrador de frecuencia), comunicación (VHF, satelital Hot line, red pública y vías operacionales), y herramientas de apoyo (red lan, pc, ups, grabadora, servicios auxiliares, otros).
• Atender cualquier requerimiento del CDEC, efectuando las maniobras o coordinándolas con el ejecutor responsable de efectuarlas, definido por la empresa propietaria (cliente).
Sistema InterconectadoCentral
coordinación en la operación de las instalaciones eléctricas de los concesionarios de generación, de transmisión y de distribución
que operan los diferentes sistemas interconectados.
Centro de despacho económico de cargaCDEC- SIC / CDEC - SING
coordinación en la operación de las instalaciones eléctricas de los concesionarios de generación, de transmisión y de distribución que operan los
diferentes sistemas interconectados.
FUNCIONES DEL CENTRODE CONTROL
Acceso monitoreocliente Headquarter
Acceso monitoreo
cliente Headquarter
Enlace Dedicado Eólico Enlace Dedicado PFV 2
Una experiencia de más de 15 años en el sector eléctrico en su capital humano es uno de los principales avales de Re-liable Nueva Energía (RNE),
empresa especializada en la gestión de conexión de proyectos de generación o industriales que desean conectarse a los sistemas interconectados nacionales, y que a partir de ahí, ha permitido construir una relación de largo plazo con sus clien-tes a través del acompañamiento en sus operaciones comerciales y el apoyo a la operación coordinada en tiempo real con la red a través de su Centro de Control.Marco Cáceres, gerente general de Reliable Nueva Energía, afirma que el objetivo de la compañía es otorgar ser-vicios a los nuevos entrantes al sistema eléctrico nacional, sean desarrolladores de Energías Renovables No Convencio-nales (ERNC) o Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que no poseen un vasto conocimiento regulato-rio u operacional del mercado eléctrico chileno. También prestan el servicio a empresas que ya tengan proyectos en operaciones dentro del Sistema Inter-conectado del Norte Grande (SING) o Sistema Interconectado Central (SIC). “Buscamos ser un socio estratégico en la administración de sus activos eléc-tricos, basado en el conocimiento y la experiencia que tenemos como equi-po en el apoyo a nuestros clientes en el funcionamiento de sus proyectos. Actualmente estamos conectados al SING y trabajando con tres empresas para que se conecten en el SIC durante los próximos meses, con proyectos eó-licos y fotovoltaicos”, afirma.
CENTRO DE CONTROL RNEPensando en lo anterior, el ejecutivo destaca la experiencia del equipo de RNE en los aspectos operativos y co-merciales que tienen los proyectos de generación y transmisión, para lo cual cuentan con un centro de control para sus clientes, con dos elementos muy importantes a destacar, “el primero nuestra independencia en el sistema, no somos coordinados, operamos instala-ciones de terceros, y segundo nuestra orientación a instalaciones renovables y de transmisión”.
“Nuestro Centro de Control RNE viene a llenar una necesidad que existe en el mercado y que no está cubierta a pesar de la oferta existente, esto es, la entrega de un servicio de calidad basado en la experiencia de nuestros operadores. El Centro de Control RNE se construyó con los más altos estándares de la norma técnica, e incorporando aquellos reque-rimientos y necesidades detectadas en conversaciones con los CDEC y los principales coordinadores con los cua-les vamos a participar en este proceso”, precisa Marco Cáceres.Según el ejecutivo, el beneficio que en-cuentran las empresas con RNE “son las sinergias con sus centrales generadoras pues el centro de control fue diseñado de una manera que aporte a la administra-ción y gestión de costos de los proyectos en la coordinación de tiempo real”.El sistema de control de RNE hace que no sea necesario que la central genera-dora se conecte a los puntos que solicita el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) cuando empiece a operar, puesto que se conecta directamente
LA GESTIÓN EN LA CONEXIÓN DE PROYECTOS, SEAN ERNC O PMGD a través de un centro de última generación para el apoyo de las operaciones de despacho en el SING y SIC, es uno de las soluciones que ofrece esta empresa que cuenta con un experimentado equipo humano.
Nace un nuevo Centro de Control para la supervisión, programación y coordinación de la operación en tiempo real de instalaciones de generación y transmisión, de carácter independiente y renovable
Reliable Nueva Energía
al Centro de Control RNE “que ya está conectado con todos los puntos que re-quiere el CDEC para su implementación y así llegar con los respaldos correspon-dientes de sus datos”.“Lo que nosotros también buscamos es que el CDEC no tenga que conversar con los 25 ó 30 proyectos que están actuale-mente conectándose, sino que exista un ente que coordine esa operación”, afirma Cáceres, agregando que el servicio del Centro de Control RNE es 24/7.“Tenemos un sistema SCADA de últi-ma generación, además de disponer de Unidades Remotas Terminales (URT) de multiprotocolo para la conversación con cualquier tipo de equipo que esté imple-mentada en los parques de generación”, precisa el gerente general de la empresa.La solución de RNE se profundizará en el escenario de la interconexión SING-SIC y la integración de los CDECs en el coordinador independiente del sistema nacional. De acuerdo a Marco Cáceres, “los procesos de control están respalda-dos y disponemos de todas las teleco-municaciones que se requieren”.
TENDENCIAS EN EL SIC
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El especialista destaca la labor realizada por el organismo en sus 12 años de vida, durante los cuales han emitido 175 dictámenes, resolviendo 1.210 materias.
a lectura es una de las activi-
dades preferidas de Guillermo
Espinosa, presidente del Pa-
nel de Expertos, quien deja
su cargo después de 12 años, producto de la
renovación de los integrantes del organismo
prevista en la ley. “He pasado por épocas en
que me gustaba la ciencia ficción y otra en que
he leído mucho sobre las guerras; ahora leo de
todo, aunque cuando tenemos que resolver las
discrepancias no queda tiempo para lecturas
porque los plazos para emitir los dictámenes
son muy breves”, confiesa Espinosa.
En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, el
personero destaca los logros del organismo,
además de entregar su visión respecto a los
cambios que vienen en el sector eléctrico.
Evaluación¿Cuáles son los principales hitos que
destaca en el sector eléctrico en los
últimos 25 años?
Como hito, lo más importante ha sido la Ley
Corta I porque introdujo las normas y modifi-
caciones que permitieron el actual desarrollo
del segmento de la transmisión. Además se
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Guillermo Espinosa, presidente del Panel de Expertos
“ Una vez que se integren los dos CDECs es probable que aumenten las discrepancias”
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Entrevista Central
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creó el Panel de Expertos como un mecanismo
resolutor de conflictos entre empresas y el
regulador, lo que significó un cambio radical
en estos dos aspectos.
¿Cuántas discrepancias se han presen-
tado desde la existencia del Panel?
En estos 12 años hemos emitido 175 dictá-
menes, los que en conjunto han resuelto 1.210
materias abordadas. Hay que tener en cuenta
que los dictámenes pueden contener varias
materias, las cuales pueden ser presentadas
por una o más partes discrepantes.
¿Piensa que ha sido complejo para las
empresas y reguladores adaptarse al
rol del Panel de Expertos?
No recuerdo complejidades mayores en ese
aspecto. Es natural que, siendo la función del
Panel resolver discrepancias, optando por
una u otra petición, al menos una de las par-
tes quede disconforme con el dictamen; eso
es inevitable y al comienzo seguramente se
produjo cierto temor con las resoluciones del
Panel, pero todos los involucrados hemos he-
cho un aprendizaje y, en mi opinión, prevalece
una buena evaluación de este mecanismo de
resolución de discrepancias.
¿Qué ha pasado con el ingreso de nue-
vos actores al sector y el número de
requerimientos que llegan al Panel?
En los últimos años se han incorporado nu-
merosas generadoras del tipo Energías Re-
novables No Convencionales (ERNC), por lo
que se ha multiplicado el número de empresas
que pueden recurrir al Panel. Algunas están
recientemente incorporadas y probablemente
no entienden bien cómo funcionan todas las
reglas del sistema eléctrico, pero eso es un
proceso breve.
Perspectivas¿Cómo aprecia las perspectivas en el
futuro con los cambios que plantea la
Agenda de Energía?
Es claro que estamos enfrentando una impor-
tante modificación en materia de transmisión
y en la integración de los CDECs, junto con la
interconexión SIC-SING. Desde este punto de
vista la nueva Ley busca un perfeccionamiento
en materias de transmisión y operación coor-
dinada, respecto a lo que se planteó en 2004.
Cuando se implemente la nueva de Ley
de Transmisión ¿cree que puedan lle-
gar más discrepancias por parte de los
actores del sector en torno a la nueva
normativa?
Podría pensarse que una vez que se integren
los dos CDECs en el organismo coordinador
disminuirán las discrepancias, porque si antes
se producían en ambos CDECs por similares
procedimientos, ahora deberían producirse en
un solo sistema integrado; pero con todos los
cambios que van a ocurrir es probable que en
el primer tiempo de acomodo del coordinador
puedan producirse bastantes discrepancias
en ese único organismo.
La renovación de los integrantes del Panel
El 15 de julio se incorporarán cuatro nuevos integrantes del Panel de Expertos en reemplazo de Guillermo Espinosa (presidente) y de los integrantes Germán Henríquez; Rodrigo Iglesias y Enrique Sepúlveda. También termina el período de la secretaria abogado Mónica Cortés. Las postulaciones del proceso de nominación se cerraron el 6 de mayo y, según lo informado públicamente por el Tribunal de la Libre Competencia, 39 profesionales postularon al proceso.
Actuales integrantes del Panel de Expertos: Eduardo Ricke, Enrique Sepúlveda, Rodrigo Iglesias, Germán Henríquez, Blanca Palumbo, Guillermo Espinosa, Pablo Serra y Mónica Cortés.
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1 No. Nosotros vemos el desarrollo de un “racismo ambiental” y en el tema de las mini hidro estamos levantando información porque creemos que se está dando el mismo fenómeno, de
instalar estos proyectos cerca de territorio mapuche,
afectando indirectamente a las comunidades, lo
que responde a un modelo establecido en que se construyen proyectos más
baratos que tienen menos negociaciones, pero que
no respetan el desarrollo local, destruyendo modelos turísticos y agrícolas que hacen las
comunidades mapuche. 2 No. Anteriormente las comunidades se enteraban de los proyectos cuando comenzaba la construcción. Ahora se tiene la información antes de que se instalen los proyectos, pero las comunidades se han dado cuenta que esto tampoco sirve para detenerlos. Además está el problema de que
las mini hidros se saltan los permisos ambientales cuando son menores de 3 MW, evadiendo un sistema que podría ser un poco más exigente, como la consulta indígena porque está claro que afectan el territorio.
3 No, porque desde el punto de vista socio cultural esto es más crítico pues algunos proyectos están sobre espacios ceremoniales mapuche o de significación cultural, además de que afectan la vida social de las comunidades cuando las intervienen, generando divisiones de familias. En Curarrehue se ha dado el caso con un proyecto que está con problemas con el sistema de vida de las comunidades.
4 No tenemos ninguna duda de que esto afecta a la región porque si bien los proyectos mini hidros son pequeños, el problema es que si se instalan varias de estas centrales obviamente tendrá un impacto en las cuencas y sub cuencas de los ríos, afectando a muchas comunidades, pero esto no es medido en los sistemas de evaluación.
“Creemos que estos proyectos cerca de territorio mapuche, afectan indirectamente a las
comunidades, lo que responde a un modelo establecido en que se construyen proyectos
más baratos que tienen menos negociaciones, pero que no respetan el desarrollo local,
destruyendo modelos turísticos y agrícolas”.
Mauricio Peñailillo, vocero de la Red de Acción por los Derechos Ambientales (Rada)
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Las dos visiones frente al desarrollo de proyectos en La Araucanía
Una serie de mini centrales hidroeléctricas han sido cuestionadas por algunas comunidades mapuche y organizaciones ambientalistas en la Región de la Araucanía, lo que ha incluido movilizaciones de rechazo a este tipo de generación de energía. En la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) no están de acuerdo con las acusaciones, señalando que estos proyectos se basan en una generación limpia y que presentan menos problemas con el uso del territorio respecto a proyectos de mayor envergadura.
¿Está de acuerdo con el actual desarrollo de pro-yectos mini hidro en la Región de La Araucanía?1
Impactos de las mini hidros en las comunidades mapuche
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1 Sí, pero de manera sustentable. En la región de la Araucanía operan hoy 12 mini centrales hidroeléctricas de pasada, las cuales aportan 72,48 MW de energía al SIC. En nuestro país existen hoy 84 mini hidros conectadas al sistema, que inyectan un total de 390 MW de energía renovable no convencional, continua y sustentable. Creo que dadas las condiciones de nuestro país, y dado que es el agua el principal y más limpio medio de generación, el número de mini hidros es todavía muy bajo, esta es una industria a la cual le falta mucho por crecer en Chile. Es importante aclarar que este tipo de centrales hidroeléctricas no implica inundar territorios. Lo segundo es que no existen los proyectos inocuos ambientalmente, y que lo adecuado y responsable es que el proyecto mitigue o compense los impactos que traiga consigo.
2 No tengo ninguna duda que hoy no existe ningún desarrollador de este tipo de proyectos que no esté consciente que parte importante del éxito del proyecto se basa en la construcción de confianzas con la comunidad para que la llegada de un proyecto de esta naturaleza sea una buena noticia para todos. Nosotros apoyamos en su minuto al gobierno en su idea de crear una institucionalidad en orden a permitir
que parte de los impuestos que las centrales pagan se queden en las zonas en donde estas se instalan. Creo que sería muy bueno retomar esa iniciativa.
3 Sin duda que cualquier proyecto de cualquier índole que se quiera instalar en un lugar de esas características debe cumplir con la consulta indígena y la institucionalidad que hoy rige en Chile.
4 El plan 100 nuevas mini hidro, lanzado por el Ministro Pacheco en nuestra Expo Apemec 2015, ha sido la política más potente de fomento a este tipo específico de tecnología ERNC y entendemos que se hizo así porque la autoridad, poniendo el foco en el bien común, ve en la concreción de estos proyectos no solo el desarrollo nacional mediante la inyección al sistema de energía continua, de bajo impacto y de cero emisión, sino el desarrollo local de los territorios, a través del empleo local y mejoramiento del entorno que genera la construcción de estas centrales.
Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec A.G.
“Es importante aclarar que este tipo de centrales hidroeléctricas no implica
inundar territorios. Lo segundo es que no existen los proyectos
inocuos ambientalmente, y que lo adecuado y responsable es que el proyecto mitigue o compense los impactos que
traiga consigo”.
3
4
A su juicio, ¿considera que los desarrolladores de proyec-tos mini hidro han realizado un correcto relacionamiento comunitario en la zona?
¿Piensa que este tipo de generación eléctrica respeta los lugares sagrados de los pueblos indígenas o lo que plantea la consulta indígena en la Región La Araucanía?
¿Cree que el plan de 100 nuevas mini hidro del Ministerio de Energía afecta a la región de La Araucanía?
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Impactos de las mini hidros en las comunidades mapuche
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El ejecutivo afirma a Revista ELECTRICIDAD que la unión con el CDEC SING presenta el desafío de adaptar las culturas corporativas de ambos organismos, aunque “tienen en común condiciones que son mucho más importantes que las pequeñas diferencias de forma que puedan haber”.
na intensa agenda cumple el
presidente del directorio del
CDEC SIC, Juan Cembrano,
en el proceso de integración
del organismo con el CDEC SING, que culmi-
nará con la puesta en marcha del Coordinador
independiente del sistema el 1 de enero de 2017.
El ejecutivo indica a Revista ELECTRICIDAD
que la nueva entidad tendrá un aumento en sus
tareas por parte de sus funcionarios.
Dentro del proceso de integración con
el CDEC SING, ¿Han contemplado cómo
quedará la planta de funcionarios del ac-
tual CDEC SIC?
La organización del nuevo coordinador será de-
finida por su Consejo Directivo. En esta materia
tendrá presente, al menos, la complejidad que
revestirá la operación de un sistema nacional,
por lo que la nueva entidad presentará un
aumento significativo en su ámbito de acción
respecto a los organismos actuales por la
incorporación de nuevas funciones y el mayor
alcance de algunas que ya se realizan.
¿Cómo prevé la adaptación
de la identidad que
tiene la cultura la-
boral del CDEC
SIC en vista a la
unión con el CDEC
SING?
Es natural que haya
algunas diferencias
de estilo, producto
de la historia de
Ucada CDEC y de las características del siste-
ma eléctrico que les corresponde coordinar. Sin
embargo, quienes trabajan en el CDEC SIC y
en el CDEC SING tienen en común condiciones
que son más importantes que las pequeñas
diferencias, de forma que están en sintonía con
los objetivos que la autoridad ha mencionado al
hacer cambios normativos a los CDEC y crear
el nuevo organismo.
¿Cree que hay diferencias de estilo en
las tareas organizacionales entre ambos
CDECs?
Ambos organismos poseen una cultura labo-
ral que valora positivamente la independencia
respecto de los coordinados y que, además,
está guiada principalmente por el
objetivo de ejercer con exce-
lencia una función pública.
Por ello tengo la certeza que
la adaptación en el nuevo
coordinador se producirá
de forma rápida, poten-
ciándose las condiciones
mencionadas.
Juan Cembrano, presidente del CDEC SIC
“ Adaptación en el nuevo coordinador se producirá de forma rápida”
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Foto: Gentileza CDEC SIC.
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Esta meta fue planteada en uno de los ocho seminarios que organizó el Colegio de Ingenieros de Chile durante junio para difundir los temas energéticos y sus tecnologías en la sociedad, donde participaron autoridades, especialistas, académicos y actores de la industria energética.
onvertirse en los tres primeros
países de la Organización para
la Cooperación y el Desarrollo
Económicos (Ocde) que tienen
los precios más bajos en el suministro eléctrico
para sectores residenciales e industriales a 2035
es uno de los objetivos de la política energética de
largo plazo propuesta por el Ministerio de Energía.
Este fue uno de los elementos destacados du-
rante la realización de la novena versión del Mes
de la Energía 2016, organizada por el Colegio de
Ingenieros de Chile en el mes de junio, y que se
realizaron en la Facultad de Ciencias Físicas y Ma-
temáticas de la Universidad de Chile. En la opor-
tunidad se analizaron temas como el mercado de
combustibles líquidos y del gas; la energía nuclear;
Cenergía y transporte; sustentabilidad energética;
energías renovables y eficiencia energética.
Durante la primera jornada del evento, el presiden-
te del Colegio de Ingenieros, Cristian Hermansen,
destacó los desafíos futuros para el sector ener-
gético, donde advirtió que “ha tomado fuerza una
ciudadanía que es parte activa de los procesos
Mes de la Energía 2016
Plantean que Chile sea uno de los tres países Ocde con menor precio de la energía
Cristian Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros en la inauguración del Mes de la Energía 2016.
Foto: Roberto Valencia-Revista ELECTRICIDAD
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energéticos, preocupada por el cambio climático
y por la huella de carbono de nuestras exporta-
ciones, además de la aplicación ratificada por la
justicia del convenio 169 de la OIT de consulta
indígena que cambió el escenario de desarrollo
de los proyectos”.
Otro desafío planteado en el seminario de “Políti-
cas Públicas Energéticas” fueron las perspectivas
a futuro de los precios de suministro eléctrico.
Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva
y Política Energética del Ministerio de Energía,
señaló que “una de las metas de la política ener-
gética de largo plazo es que Chile pueda estar
entre los tres primeros países de la Ocde con
menores precios de electricidad, pues hoy esta-
mos probablemente en el promedio, por lo que
todavía tenemos bastante para avanzar”.
De acuerdo al personero uno de los desafíos a
futuro también pasa por aumentar los consumos
eléctricos en el país. “Sabemos que ya la electri-
cidad no está creciendo a las tasas del pasado
y probablemente no vuelva a crecer a tasas su-
periores al 5% anuales, porque Chile ya no está
en esos niveles de consumo energético y cada
vez tenemos un menor consumo energético por
unidad de producto, pero esto puede cambiar en
el futuro si se electrifican algunos consumos en
el transporte o la calefacción”.
Energía SolarEl objetivo de que Chile se transforme también
en una potencia en energía solar fue otro tema
abordado en los seminarios del evento. Rodrigo
Palma, director del Solar Energy Research Center,
Serc Chile, advirtió la falta de materialización de
nuevos desarrollos en generación solar. “En la po-
lítica energética está un guiño hacia el desarrollo
de las energías renovables con un piso de 70%,
pero hay una preocupación porque los proyectos
se están quedando acumulados en la etapa de
aprobación, en que tenemos cerca de 11,5 GW
aprobados, pero que no están en construcción
porque las señales de precio de costos marginales
bajos están generando actualmente un escenario
complejo para la energía solar”.
Fuente: Google Analytics, promedio 2015.
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“La señal de la crisis energética en que ingresaron
las ERNC desapareció y ahora toca dar una señal
de innovación, de creatividad y de dar el salto para
que esta energía sea a costos efectivos y demues-
tre que es competitiva y que puede salir adelante
por sus propios medios”, añadió el académico.
De acuerdo al académico, en el territorio nacional
existen cerca de 66 mil kilómetros cuadrados “que
se han identificado como zonas aptas y atractivas
para el desarrollo de la energía solar en el país”.
Sistema eléctricoEl desarrollo del sistema eléctrico fue el eje abor-
dado en el segundo seminario del Mes de la Ener-
gía, en que se analizó la competencia del mercado
nacional. Martín Osorio, jefe del departamento de
Regulación Económica de la Comisión Nacional
de Energía (CNE), afirmó que en un esquema de
mercado abierto, la competitividad del sector no
está garantizada, aunque aclaró que “las iniciativas
legales y el monitoreo del mercado, sumado a las
condiciones de la política energética apuntan a
un resguardo permanente de ello”.
Por su parte, el gerente de Desarrollo de Sistema
Eléctrico de Transelec, Eduardo Calderón, indicó
que actualmente el país cuenta con un sistema
poco robusto, debido a problemas de seguridad,
con un promedio de falta de suministro de 15 ho-
ras al año, los cuales se registran en el segmento
de subtransmisión, además de “la complejidad
de la tarificación de transmisión y las exigencias
sociales y ambientales que se presentaban cada
vez mayores”.
“Los sistemas de transmisión deberán ser pla-
nificados con holgura para permitir el acceso de
nuevos generadores en los polos de desarrollo,
sin depender de las inversiones propias en trans-
misión. Una vez aprobada la ley, se deberá definir
en el reglamento respectivo los criterios para la
definición de las holguras. La obras producto de
esta planificación serán vinculantes y se estima
que el estudio de franjas ayude a la aceptación
de los trazados, pero no necesariamente resol-
verán todos los temas de evaluación ambiental
definitiva”, detalló el ejecutivo.
Integración regional
Otro tema que despertó el interés de los asistentes durante el Mes de la Energía fue la integración regio-nal, a través de las interconexiones con países vecinos, donde lo más avanzado se registra con Perú. María José Reveco, jefe de la división de Seguridad y Mercado Eléctrico del Ministerio de Energía, destacó el es-tudio “Planificación y de factibilidad de la Infraestructura de integración eléctrica” que se ha realizado en el marco del trabajo de la región, pues se definieron las tecnologías de transmisión y los puntos de conexión, que presentarían mayor beneficio de conectividad. Según la personera, en el caso de Chile, se considera dos líneas de
interconexión con Perú, una HVDC (línea con tensión en corriente con-tinua) con un esquema back to back y una línea HVDC de 500 kV, cuyas obras deberían se definidas por el sector privado y no por el Estado.Reveco aseguró que el desarrollo de un mercado eléctrico regional requiere de “adecuaciones a la nor-mativa regional e interna de cada país en torno a definir modelos de pre-despacho, y despacho intradia-rio para la operación conjunta; meca-nismos para repartición de ingresos tarifarios, y rentas por congestión de las líneas de interconexión, me-canismos de compensación, y de implementación de contratos finan-cieros, entre otros”.
a) Rodrigo Palma, director del Solar Energy Research Center.
b) Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía.
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Los cambios regulatorios en la transmisión fueron abordados en el primer evento del año organizado por el organismo, donde los especialistas plantearon la necesidad de precisar los alcances de las holguras que se requieren para el transporte de la energía.
a holgura es un concepto clave
incorporado en la nueva Ley
de Transmisión, siendo uno
de los aspectos centrales en
el debate que se registró durante el semina-
rio “Impacto del nuevo marco legal del sector
eléctrico”, organizado por el capítulo chileno
del Consejo Internacional de Grandes Redes
Eléctricas (Cigré), que se efectuó en el Hotel
Intercontinental de Santiago.
Es que, según los especialistas que participaron
en el módulo sobre “modificaciones a la regula-
Lción de la transmisión”, todavía se deben definir
varios elementos para clarificar el alcance de
las holguras en el sistema eléctrico nacional, los
cuales están relacionados con otros conceptos
En seminario del Cigré
Se abre debate sobre la holgura en planificación energética
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Módulo “Modificaciones a la regulación de la transmisión” analizó el concepto de holguras en el sistema de transmisión.
Energía
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que tiene la reforma al sector: la planificación
energética nacional y los polos de desarrollo.
María Isabel González, gerente general de Ener-
gética, planteó que el principal riesgo relacionado
con las holguras en transmisión está vinculado
con la definición de los polos de desarrollo.
“Ahí tenemos la gran interrogante de cómo
hacemos para no tener elefantes blancos que
después podrían afectar a todos los usuarios.
Lo importante es que la transmisión no limite la
entrada de nuevos actores. El regulador tendrá
que ser bastante cuidadoso para la definición
de estas necesidades de largo plazo en la pla-
nificación”, precisó la especialista.
Esto es compartido por Renato Agurto, director
de Synex, quien sostuvo que lamentablemente
la ley, cuando habla de holguras, no definió cri-
terios, los que se dejaron para un reglamento, y
en este contexto la transmisión podría crear un
excedente de holguras.
A juicio de María Isabel González, la definición de
los polos de desarrollo debe tener un reglamento
que incluya elementos como contratos de sumi-
nistro y financiamiento “porque podríamos tener
grandes ideas, pero después los proyectos no
se desarrollan porque no se financian”.
Según Renato Agurto “cuando uno planifica
sabe que el sistema de transmisión entra con
holguras por economías de escala y por la antici-
pación de la planificación, por lo que sería bueno
que el reglamento reconociera este hecho y se
dedicara a cosas que no están reglamentadas
como la seguridad del sistema frente a eventos
como sequías extremas y fallas importantes,
además de las tarifas”.
Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de
Negocios de Transelec, indicó que se aprecian
dos tipos de discusiones sobre la holgura de la
transmisión en el futuro. “Una que tiene que ver
con el sistema troncal (la que será de mayor
envergadura) y otra con los polos de desarrollo.
Gabriel Carvajal, subdirector de Planificación y
Desarrollo del CDEC SIC, aclaró que la holgura
“no es algo poco natural para los sistemas de
transmisión y no hay que verla como una so-
breinversión a futuro, sino que de alguna forma
debiese considerar los contextos de eficiencia
económica también”.
El ejecutivo destacó la relevancia de plantear
diversos escenarios de desarrollo del parque
generador, de modo que en el momento de di-
señar los sistemas de transmisión se puedan
identificar en el largo plazo los requerimientos
futuros de la capacidad de transmisión, lo que
permitirá tener holguras.
En el módulo también participó Javier Bustos,
jefe de la división de Prospectiva de Política
Energética del Ministerio de Energía, quien
aseguró que el reglamento sobre planificación
energética “tendrá que incorporar instancias de
participación que recojan justamente los insumos
necesarios para una elaboración óptima y sufi-
ciente de este proceso de planificación y obtener
como resultado escenarios que sean robustos
y que faciliten la definición de las holguras que
necesitará el sistema de transmisión”.
La holgura en la transmisión también fue vista en el panel “Esquema de remuneración de la transmisión”, el que fue moderado por Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía.
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hile es uno de los países con mayor conta-
minación atmosférica de la región y también
de las naciones que integran la Ocde. Cada
año al comenzar la época de frío, las noticias
sobre los altos niveles de polución del aire que aquejan a las
ciudades de nuestra zona centro sur se vuelven reiterativas, al
igual que la discusión en torno a las soluciones para revertir la
situación. Sin embargo, el tiempo avanza y el problema se man-
tiene, afectando de manera
directa la calidad de vida de
miles de chilenos.
Gran parte del problema,
según lo indican diversos
estudios, deriva del uso
indiscriminado de leña hú-
meda en los hogares, cuya preferencia se explica, entre otras
razones, porque es un combustible de origen local (disponible),
de bajo precio en comparación con otros sustitutos, y con un
fuerte arraigo cultural. Pero la quema de leña es, por lejos, una
de las principales fuentes emisoras de material particulado fino
(MP2,5), el más dañino para la salud de la población.
En este contexto, muchas de las medidas planteadas en los
Planes de Descontaminación Atmosférica que hoy se ana-
lizan apuntan al uso de leña seca y calefactores con mayor
tecnología como el camino a seguir. Si bien creemos que esto
contribuiría a mitigar el problema, definitivamente no es una
solución sostenible en el tiempo por la condición de saturación
que experimentan varias de las comunas afectadas.
C Más allá de destinar importantes recursos al recambio de leña
por leña, bien se podría recurrir al reemplazo de este combus-
tible por otros energéticos más limpios y también disponibles,
como es el caso del gas natural, un producto que tiene un bajo
nivel de penetración en la matriz residencial, no obstante los
enormes beneficios ambientales que reportaría su masificación.
Una mayor utilización de esta fuente de energía permitiría paliar
en forma importante los impactos negativos de la contaminación
al interior de los hogares
y reducir los niveles de
contaminantes locales.
Estamos ciertos que el
problema de contamina-
ción ambiental causado
por el uso masivo de
leña húmeda se debe trabajar en forma integral, con medidas
estructurales de largo plazo que se hagan cargo de todas las
externalidades negativas que tiene su utilización. Por ello, cree-
mos que la solución no pasa solo por la entrega de subsidios
para el recambio de calefactores, el fomento de uso de leña
certificada y mejoras en la aislación térmica de las viviendas.
Junto con promover sistemas de calefacción más limpios y
seguros a nivel residencial, también es urgente impulsar un
cambio de hábitos y costumbres en la población, informando
de las dimensiones y los efectos nocivos que tiene el uso
indiscriminado de leña húmeda en materia de salud pública
y apostando de manera entusiasta por el gas natural como
opción energética disponible, limpia y segura.
Gas natural y descontaminación
Más allá de destinar importantes recursos al recambio de leña por leña, bien se podría recurrir al reemplazo de este combustible
por otros energéticos más limpios y también disponibles, como es el caso del gas natural.
Por Carlos Cortés Simón, director ejecutivo de la Asociación de Empresas de Gas Natural.
Columna de Opinión
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La energía eólica es un aporte al desarrollo de la matriz energética, lo que significa desafíos técnicos, regulatorios y sociales para Chile.
25JULIO
HOTEL INTERCONTINENTAL
2016
Evolución y desarrollo del proyecto interconexión SIC-SINGLecciones aprendidas Efectos sobre el sistemaVisión país: criterios de diseño por parte del regulador Visión privada: diseño de línea, con�guración de subestaciones, etc.Estado de los proyectos y estudios
Desafíos y oportunidades en la operación de grandes sistemas interconectados Nuevos criterios de operación del Sistema Interconectado Nacional
Escenarios post interconexiones Mejores prácticas para la operación en tiempo real (certi�cación operadores, conciencia operacional, herramientas, etc)Servicios complementarios Interconexiones internacionalesExperiencia del operador del sistema eléctrico de Colombia
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n 33% de avance registran las
obras de ingeniería y construc-
ción del proyecto Alto Maipo,
perteneciente a AES Gener y a
Antofagasta Minerals, en la Región Metropolitana,
de las cuales un 21% pertenece a los trabajos
en los túneles de 67 kilómetros por donde pa-
sará el agua de las centrales de pasada Alfalfal
II y Las Lajas. La hidroeléctrica sumará un total
de 531 MW de capacidad instalada inyectando
2.464 GWh anuales al Sistema Interconectado
Central (SIC).
Luis Knaak, gerente general del proyecto señala
a Revista ELECTRICIDAD que “durante este año
tenemos previsto comenzar con la excavación
de las dos cavernas que albergarán los equipos
U electromecánicos del proyecto. Estas cavernas
son espacios excavados y construidos a gran
profundidad para alojar todas las maquinarias
de generación eléctrica y de apoyo para su
operación y mantención, así como los recintos
para una cómoda y segura estadía del personal
que ahí laborará”.
El ejecutivo explica que hasta el momento la
predicción de la geología es una de las ma-
yores complejidades que se han dado en la
excavación de los túneles. “En nuestro caso,
estamos usando tecnología de punta para
poder predecir de mejor manera los tipos de
roca que podemos encontrar hasta 50 y 250
metros delante de nuestro frente de trabajo”,
precisa.
Inversión de US$2.050
Alto Maipo sigue su marcha: Obras tiene 33% de avance
NOMBRE: Proyecto hidroeléctrico Alto Maipo
531MW
Capacidad instalada Inversión
US$2.050
Generación anual
2.464GWh
DESARROLLADOR:Alto Maipo Spa (AES Gener y Antofagasta Minerals)
CARACTERÍSTICAS: Central hidroeléctrica de pasada que se emplaza en la comuna de San José de Maipo y sus obras –90% subterráneas–, se concentran en cuatro localidades del territorio cordillerano. Tendrá dos unidades: Alfalfal II y Las Lajas, para las que se construirán 67 kilómetros de túnel entre el sector alto del río Volcán y el sector de Las Lajas y considera la implementación de 17 kilómetros de líneas de transmisión.
PRIMER TRIMESTRE
2018
PROVEEDORES: • Constructora Nuevo Maipo, formada por Hochtief Solutions y CMC (obras civiles)
• Strabag (tuberías y cavernas)
• Voith Hydro (equipamiento)
• Isolux (transmisión)
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Obras subterráneas.
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“La construcción de un proyecto de la envergadura
de Alto Maipo implica una serie de actividades
que se efectúan al mismo tiempo. Además de la
construcción de túneles se está trabajando en las
obras superficiales como construcción de boca-
tomas, cámaras de carga, sifones, mantenimiento
de caminos y puentes, así como obras para las
comunidades”, agrega Knaak.
Las obras subterráneas contemplan la construc-
ción de dos túneles de aducción:
• Volcán: transportará un máximo de 12 me-
tros cúbicos por segundo de agua desde
las bocatomas en el valle de la Engorda y el
Morado hasta el valle de El Yeso.
• Alfalfal II: agrega a la aducción del túnel
Volcán el agua captada en el río El Yeso,
aguas abajo de la descarga del embalse del
mismo nombre, transportando una capacidad
máxima de 27 metros cúbicos por segundo
de agua hasta la cámara de carga de la nueva
central Alfalfal II, ubicada en las alturas del
valle del estero Aucayes, en el río Colorado.
Las obras superficiales, por su parte, consideran
la construcción de las bocatomas La Engorda;
Colina, Morado y Yeso.
Por su lado, el grupo turbogenerador contempla
lo siguiente: una válvula esférica que cerrará el
paso del agua desde las tuberías que bajan desde
el túnel de aducción hacia la turbina; tuberías de
presión; una turbina Pelton; un acoplamiento para
unir el rotor de la turbina con el generador eléctrico,
y una excicatriz, que es un sistema giratorio que
alimenta de corriente al estator para producir el
campo magnético.
Luis Knaak destaca que “más del 90% de las
obras del proyecto son subterráneas y además
este proyecto utiliza las aguas dos veces para
generar energía eléctrica, es decir las aguas pasan
por la existente Central Alfalfal I y la nueva Alfalfal
II y luego se juntan para pasar las mismas aguas
por la nueva Central Las Lajas”.
TransmisiónDe acuerdo a lo informado por el gerente general
del proyecto, las obras de transmisión de Alto
Maipo “presentan un 88% de avance y están
próximas a comenzar el proceso de puesta en
marcha”.
“Se habilitarán 17 kilómetros de líneas de alta
tensión en 110 kV y 220 kV, conectadas a la nueva
subestación Alto Maipo, ubicada en la proximidad
del sector Los Maitenes, en la zona cordillerana
del Cajón del Maipo; y muy cerca del principal
consumidor de energía de Chile, que es Santiago”,
precisa el ejecutivo.
“Es interesante destacar que la escasa extensión
de las líneas de transmisión se debe a su ubicación
y al aprovechamiento de infraestructura existente.
Durante este año, comenzaron los trabajos de
instalación de las nuevas líneas del sistema de
transmisión, 220 – 110 kV; 9 kilómetros para la
central Alfalfal II y 8 kilómetros para Las Lajas”,
agrega Knaak.
La central Alfalfal II se conectará a la subestación
Alfalfal mediante una línea eléctrica de doble
circuito, mientras que Las Lajas se conectará a
una nueva subestación Alto Maipo en la ribera
suroriente del río Colorado, las que pasarán sin
interrupción hasta la subestación La Florida.
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Alto
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Maquinaria para la excavación de los túneles del proyecto que tendrán 67 kilómetros de extensión.
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En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, el especialista explica cómo se preparan para el proyecto de ley de Eficiencia Energética que el Gobierno tiene en carpeta enviar el segundo semestre de este año.
egún Eduardo Alvarado, geren-
te técnico de Trent (empresa
que comercializa materiales y
equipos para sistemas eléctri-
cos de distribución, transmisión y subestacio-
nes), en Chile, el cliente final no recibe un servicio
eléctrico de calidad, pues interfieren elementos
que provocan perturbaciones, que finalmente
ocasionan problemas en los sistemas. Sin em-
bargo, esto no termina con la promulgación de
una nueva ley, explica el especialista, sino que la
iniciativa debe ir de la mano con una normativa
que establezca exigencias, derechos y obligacio-
nes de las empresas de distribución eléctrica y
usuarios, en aspectos vinculados a la eficiencia
y calidad de la energía.
¿Qué opinión tiene respecto al proyecto de
ley de Eficiencia Energética prometido por
el Ministerio de Energía para ser enviado
al parlamento en el segundo semestre?
Me extraña que en Chile aún no rija esta ley,
cuando la mayoría de los países de la
región ya cuenta con esta legisla-
ción. Este proyecto de ley debe ser
prioritario para el Ministerio de
Energía, porque influye en las
decisiones de los sectores
involucrados. Cuando no
se cuenta con un marco
legal, no hay incentivo
para mejorar la eficiencia
energética para el sector
productivo, como también
en las compañías de distri-
bución eléctrica.
S ¿Chile está preparado para acoger esta
nueva legislación eléctrica?
Creo que antes de promulgar una ley se deben
establecer las exigencias y estándares de calidad
en transmisión y distribución eléctrica. Lo ideal es
que todo aquel que proporcione suministro eléctrico
y usuarios que reciben dicho servicio sean respon-
sables, para cumplir con el objetivo de hacer un uso
eficiente de la energía.
¿De qué manera apoyará al sector el área de
Eficiencia Energética y Calidad de la Energía
recientemente creada en Trent?
En específico, a través de asesoría exper-
ta e implementación de un sistema de
gestión que permita medir y gestio-
nar de manera eficiente la ener-
gía eléctrica, con equipamiento
tecnológico de vanguardia. Para
aquello, hemos establecido alian-
zas con fabricantes de equipos y
soluciones de clase mundial para
abordar integralmente el mer-
cado nacional, porque estamos
convencidos que es importante
para el desarrollo del país, y por el
impacto que tiene en los costos y
competitividad de las empresas.
Eduardo Alvarado, gerente técnico de Trent
“Estamos preparados para abordar la eficiencia energética en Chile”
Empresas
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
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l Nuevo PermanenteInforme Técnico
Especialistas y actores del sector destacan la mayor demanda existente en el país para armar estas estructuras, donde mencionan diversas técnicas como el uso de helicópteros y sistemas hidráulicos.
erca de 2.000 kilómetros en líneas de transmisión se están construyen-do actualmente a lo largo del país, de acuerdo al catastro de inversiones
de la Comisión Nacional de Energía (CNE), por lo que los especialistas y actores de este segmento del sector eléctrico coinciden en destacar el alto dinamismo que se está dando en el montaje de torres de Alta Tensión, donde se destacan varias técnicas.
Mariano Corral, jefe del Departamento de Inspección Eléctrica de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), explica a Revista ELECTRICI-DAD que la normativa que regula los aspectos de la instalación de las torres de transmisión en el país es la NSEG5, que está siendo actualizada, “lo que redundará en un mayor nivel de exigencias en materia de seguridad de este tipo de instalaciones”.
“Esta norma establece distancias de seguridad, es decir, puntos mínimos de distancia, los cuales se mi-den desde el eje de la estructura de la torre y que se calculan con una fórmula que está dada por la tensión de operación de cada línea”, precisa el personero.
Alta demandaJohn O’Shea, gerente general de RTHO, empresa que ofrece servicios de ingeniería para Alta Tensión, indica a Revista ELECTRICIDAD que el montaje de torres de transmisión en el país tiene un mayor dinamismo “y la demanda está a tope en lo que es el levantamiento de estructuras debido al desarrollo del proyecto de TEN, de 600 kilómetros, que interconectará el SING con el SIC, además del proyecto Cardones-Polpaico, de 754 kilómetros que unirá a la región de Atacama con la Metropolitana”.
En este escenario, Jorge Vargas, académico del de-partamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, sostiene a este medio que “dados los requerimientos de los sistemas de transmisión, existe la necesidad de incrementar las nuevas formas para el montaje de las estructuras, para lo cual se emplean varias técnicas como el armado mediante helicóptero y otros tipos de automatismos”.
TécnicasPor su lado, Alejandro Avaria, gerente de servicios de Minería de CGE, indica que el país cuenta “con meto-
C
En Alta Tensión
Nuevas técnicas y desafíos para el montaje de torres de transmisión
dologías y equipamiento estándar de nivel mundial para desarrollar este tipo de trabajos, sumado a un personal calificado para desarrollar estas labores de acuerdo a la metodología definida para cada proyecto”.
“La definición de “el” o “los” métodos a utilizar para el montaje dependerán de factores como las ca-racterísticas de la estructura (relación a volumen y peso); las condiciones del sitio (perfil de terreno); condiciones de accesibilidad (caminos o huellas); equipos disponibles por parte de la empresa res-ponsable del montaje (pluma reticulada, camión pluma, grúa, helicóptero), y la experiencia de la ingeniería a cargo del montaje”, afirma el ejecutivo a Revista ELECTRICIDAD.
Avaria asegura que la experiencia señala que es preferible “realizar el pre-armado y montaje con ca-
El armado y mantenimiento de torres de transmisión registra una demanda de actividades por las nuevas obras que se realizan en el segmento.
Nuevo Permanente
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Informe Técnico
mión pluma o grúa de alto tonelaje, de modo de disminuir los tiempos de montaje, horas hombre, minimizando el desgaste físico del personal y el riesgo. Sin embargo hay ocasiones en que las condiciones geográficas donde se emplazan las estructuras no permiten el uso de grúa o camión pluma, lo que nos lleva a utilizar el recurso de helicóptero para acercar las piezas y realizar el armado in situ de las torres utilizando solo el recurso humano”.
John O’Shea sostiene que los principales fabricantes de torres de Alta Tensión provienen de Turquía, India y China, siendo este último país el que presenta más innovaciones pues “están utilizando grúas plumas que se instalan en el centro de las torres para aumentar la velocidad del montaje”.
Jorge Vargas, por su parte, menciona que en China también se está avanzando en el montaje de torres con sistemas robóticos, que van tomando las piezas y ensamblándolas en la parte de arriba de la estructura, reemplazando la tarea humana del apernamiento”.
Otra técnica reciente es el uso de drones que, según explica el académico, se utilizan en Chile para ins-peccionar las torres de Alta Tensión muy cercanas
a los aisladores, amortiguadores y crucetas, para saber si la ferretería asociada a una estructura y a un conductor está bien instalada, lo que también se puede hacer online.
“En el futuro lo más probable es que en los drones se instalarán cámaras termográficas o algún tipo de monitoreo en línea del estado de las instalaciones, detectando en tiempo real cualquier condición de riesgo que esté en el sistema de transmisión”, agrega.
Sistema hidráulicoDentro de las técnicas más recientes para la insta-lación de torres de Alta Tensión, Alejandro Rehbein, gerente de Excelencia Operacional e Innovación de Transelec, destaca a este medio el proyecto “Aumento de Altura Portal Metálico con Línea Energizada me-diante Sistema Hidráulico”, realizado por la empresa en 2013 en el tramo Itahue-Maule, de la línea 1x154 kV Itahue-Charrúa.
El ejecutivo explica que en esta zona se aumentó la transmisión debido a la mayor demanda registrada, por lo que debió elevar los portales de las torres, utilizando un sistema hidráulico “que no requirió de grúas ni maquinaria especial para ser transportado, que tampoco fue invasivo, y que minimizó las desco-nexiones de líneas energizadas durante su operación”.
Según Alejandro Rehbein, “el nuevo método de montaje consistió en elevar los portales “colocando un tubo en las uniones medias de cada pilar. El funcionamiento fue similar al usado en las grandes grúas: se fijó una estructura metálica exterior al pilar superior, la que está conectada a cuatro cilindros gata de 2,5 metros de altura, las cuales se accionan con una central hidráulica autónoma y que levantan simultáneamente ambos pilares del portal, permitiendo colocar los tubos en las uniones. Tras fijarlos, se instalan perfiles transversales para una mayor rigidez del sistema”.
Como conclusión Jorge Vargas indica que el principal desafío en el montaje de torres vendrá con la nueva ley de transmisión, que “obligará a buscar nuevos métodos de montaje porque al enfrentarse a mayores exigencias de disponibilidad, las empresas deberán innovar en nuevos métodos, pensando en que las líneas de transmisión deberán reducir al mínimo el impacto sobre el sistema”.
Nuevas técnicas y desafíos para el montaje de torres de transmisión
Foto
: Gen
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Tra
nsel
ec.
Alfredo De La Quintana, Gerente de Desarrollo.
+56 22699 7913
www.conecta.cl
CONECTA
Así se determina la capacidad dinámicade una línea de transmisión
”
“
TENDENCIAS EN TRANSFORMADORES
Transportar energía con los límites establecidos por el régimen estático del conductor, significa que no se está aprovechando el
comportamiento real del viento, radiación y temperatura ambiente, subutilizando el conductor. El viento es la variable que más influye en el enfriamiento del conductor; pudiendo esta sola variable permitir un
aumento de un 30% de la capacidad de dicho conductor
Sensores miden variables como la temperatura ambiente, el viento, la radiacion solar y la temperatura del conductor, para optimizar la capacidad de transporte de una línea eléctrica.
CONECTA desarrolla soluciones de monitoreo, protección, control y gestión de sistemas eléctricos de potencia para aumentar la capacidad y seguridad de dichos sistemas.
Impacto en el costo marginalCuando se opera el sistema eléctrico bajo un régimen estático, las líneas se declaran como congestionadas cuando en verdad no lo están y el operador puede limitar la evacuación de energía ERNC. Por otra parte, cuando una línea se declara congestionada se produce inmediatamente un desacople de precios entre las barras de dicha línea provocando que el precio de al menos una de ellas vaya a cero. La línea azul llena del gráfico de la derecha muestra la situación actual. La línea azul segmentada en el mismo gráfico muestra lo que ocurriría si se implementara Dynamic Line Rating; se permitiría una mayor evacuación de energía ERNC y el desacople de precios se produciría durante una menor cantidad de tiempo. Este efecto es acumulativo y además se repite una gran cantidad de días en el año.
Si la temperatura del conductor aumenta, el cable se “estira” aumentando su largo. Si la distancia al suelo disminuye mas allá de un límite pre-especificado es posible provocar incendios y dañar lo que se encuentre bajo el conductor.
Las redes de transmisión se diseñan considerando condiciones climáticas extremas. Sin embargo éstas no se dan en forma permanente y en consecuencia, durante gran parte del tiempo se desaprovecha la real capacidad de transporte de energía del conductor.
Alfredo De la Quintana, Gerente de Desarrollo de CONECTA
Congestión transmisión Zona Norte al CentroCostos marginales 13 agosto 2015
Temperaturaambiente (+ y -)
Radiación solar (+)
Radiación del conductor (-)(+) Contribuye a calentar el conductor(-) Contribuye a enfriar el conductor
Corriente (+) Convección,viento (-)
El sistema DLR permite monitorear los flujos de energía sobre la red eléctrica.
GSM
SAG
Crearance
Sensor
Conductor
Las redes están diseñadas para no sobrepasar ciertos valores de temperatura y deflexión.
Dreflexión del conductor
Tº
Variables que afectan el comportamiento del conductor
01:00
05:0010
:0015:00
20:0024:00
Costo marginal Carrera Pinto 220 kV (13/08/2015)Costo marginal Alto Jahuel 220 kV (13/08/2015)
Congestión durante las horas de sol, dados los altos niveles de penetración ERNC
CDEC
Invierno
Primaver
a
Verano
Otoño
Capacidad de Transporte
90
60
30
0
US$/MWhSantiago
Copiapó
Generaciónsolar
La tecnología DLR:Permite incrementar la capacidad de
transporte de una línea de transmisión. (al aprovechar las condiciones de ventilación del trazado de la línea).
Permite incrementar la seguridad del sistema (nunca se sobrepasan los límites de trabajo del conductor especificados por el fabricante).
Reduce el costo de la energía (al permitir una mayor evacuación de energía eólica/solar).
Permite evacuar más energía renovable (al aumentar la capacidad de transporte de las redes de transmisión).
4
3
2
1La capacidad dinámica del conductor y sus pronósticos de corto y largo plazo son enviadas al CDEC para permitirles tomar decisiones informadas respecto de la operación óptima del sistema eléctrico.
Vea aquí las condiciones de ventilación (velocidad delviento) a las que está sometido el conductor de la lineade transmisión Paposo a Diego de Almagro
MAYOR SEGURIDADPero las ventajas son aún más amplias. La tecnología Dynamic Line Rating refuerza la seguridad del sistema eléctrico, porque ga-rantiza que nunca se sobrepasa-rán los límites de temperatura del conductor especifi cados por el fabricante, situación que hoy no es posible ni siquiera estimar con los sistemas de monitoreo actualmente en servicio en nuestras redes, explica el Ge-rente de Desarrollo de Nuevos Negocios de CONECTA.
MAYOR INYECCIÓN DE ENERGIA RENOVABLE Además, esta tecnología, al incrementar la capacidad de transporte de las redes, per-mite evacuar mayor energía renovable, particularmente
energía solar fotovoltaica y eó-lica, gestionando y administran-do dinámica y efi cientemente las rampas de subida/bajada típicas de este tipo de gene-ración. Consecuentemente, al incrementar el aporte de las tecnologías renovables, el cos-to de la energía disminuye. “El operador del sistema debe hoy afrontar grandes desafíos para gestionar esta energía y dado que sus tiempos de respuesta son mucho menores que la di-námica de la generación renova-ble, es necesario verter energía (curtailment) para mantener la seguridad del sistema eléctri-co. La tecnología Dynamic Line Rating habla el mismo idioma que la energía renovable y en
conjunto con los automatismos adecuados, puede administrar óptima y efi cientemente toda la energía renovable disponible utilizando siempre el máximo de capacidad de transporte de las redes”, sostiene el especialista.
Más de un millar de instalacio-nes de Dynamic Line Rating en el mundo están demostrando sistemáticamente que es po-sible aumentar la efi ciencia de las redes eléctricas en más de un 30% sin que ello signifi que comprometer la seguridad del sistema sino que muy por el contrario, aumentando su confi abilidad y disponibilidad.
“Si queremos cumplir con las metas de participación de la energía renovable en nuestra matriz energética, es imperativo usar la vasta experiencia mun-dial e incorporar tecnología de Smart Grid a nuestras redes”, concluye el gerente de Desa-rrollo de Nuevos Negocios de CONECTA.
La gestión y operación de las redes eléc-tricas no es sencilla y requiere de un monitoreo adecuado para hacer más efi ciente el proceso de transporte de
electricidad.
En ese contexto, la tecnología Dynamic Line Rating se convierte en una herramienta de monitoreo vital, al medir, en tiempo real, la capacidad dinámica de las líneas de trans-misión, tecnología ampliamente utilizada en Europa y Norteamérica hace más de dos décadas, pero que en nuestro país recién se está conociendo. CONECTA es una de las empresas chilenas que ofrece estas solucio-nes, que permiten incrementar la capacidad de transferencia de las redes eléctricas.
“Dado que hace 30 años no existía la tecno-logía que midiera en tiempo real la defl exión del conductor por efecto de su temperatura, todas las normas establecieron que las líneas deben ser construidas para el escenario de peor caso, esto es: 35°C de temperatura am-biente, 1.000 W/m2 y velocidades del viento de 0,6 mt/seg. Dado que esta es una condi-ción excepcional de peor caso, el conductor es subutilizado la mayor parte del tiempo. Si tan solo la velocidad del viento fuera de 5 mt/seg. (situación extremadamente frecuente en Chile), sería posible aumentar en más de un 30% la capacidad de transporte del con-ductor. Esto es casi como instalar una nueva línea de transmisión sin construir nuevas redes sino que incorporando tecnología de Smart Grid a la red actual”, explica Alfredo De la Quintana, gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios de CONECTA.
Para establecer una correlación más exacta entre el viento y la temperatura del con-ductor de la línea, se instalan en ella sen-sores que pesan de tres a cinco kilos. Estos sensores miden y transmiten –en tiempo real− la temperatura ambiente, la velocidad del viento, la radiación solar, la temperatura del conductor y la defl exión lo cual permite calcular la capacidad dinámica instantánea de transmisión y la capacidad dinámica futu-ra ejecutando valiosos pronósticos de corto (1 hora) y mediano (24 a 48 horas) plazo, pronósticos vitales para permitir al operador la gestión óptima de la red.
LA MEDICIÓN EN TIEMPO REAL DE VARIABLES ELÉCTRICAS Y METEOROLÓGICAS, mediante sensores que determinan la temperatura del conductor, la radiación solar, la velocidad del viento, entre otras, permite incrementar en más de un 30% la capacidad de transporte de energía de las redes de transmisión eléctrica.
TENDENCIAS EN TORRES DE TRANSMISIÓN TENDENCIAS EN TORRES DE TRANSMISIÓN
CONECTADynamic Line Rating: un imperativo para optimizar la capacidad de las redes de transmisión
Efecto de la temperaturasobre la línea de transmisión
4,5 m
Sag en un día frío
Sag máx. permitido, acorriente máx., en un díade alta temperaturaambiente.
Si la distancia al suelo disminuye mas allá de un límite pre-especificadoes posible provocar incendios y dañar lo que se encuentre bajo el conductor.
ALFREDO DE LA QUINTANA, GERENTE DE DESARROLLO DE CONECTA.
EL SENSOR PESA ENTRE 3 Y 5 KILOS.
Tendencias CONECTA.indd Todas las páginas 29-06-16 9:42 a.m.
Alfredo De La Quintana, Gerente de Desarrollo.
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CONECTA
Así se determina la capacidad dinámicade una línea de transmisión
”
“
TENDENCIAS EN TRANSFORMADORES
Transportar energía con los límites establecidos por el régimen estático del conductor, significa que no se está aprovechando el
comportamiento real del viento, radiación y temperatura ambiente, subutilizando el conductor. El viento es la variable que más influye en el enfriamiento del conductor; pudiendo esta sola variable permitir un
aumento de un 30% de la capacidad de dicho conductor
Sensores miden variables como la temperatura ambiente, el viento, la radiacion solar y la temperatura del conductor, para optimizar la capacidad de transporte de una línea eléctrica.
CONECTA desarrolla soluciones de monitoreo, protección, control y gestión de sistemas eléctricos de potencia para aumentar la capacidad y seguridad de dichos sistemas.
Impacto en el costo marginalCuando se opera el sistema eléctrico bajo un régimen estático, las líneas se declaran como congestionadas cuando en verdad no lo están y el operador puede limitar la evacuación de energía ERNC. Por otra parte, cuando una línea se declara congestionada se produce inmediatamente un desacople de precios entre las barras de dicha línea provocando que el precio de al menos una de ellas vaya a cero. La línea azul llena del gráfico de la derecha muestra la situación actual. La línea azul segmentada en el mismo gráfico muestra lo que ocurriría si se implementara Dynamic Line Rating; se permitiría una mayor evacuación de energía ERNC y el desacople de precios se produciría durante una menor cantidad de tiempo. Este efecto es acumulativo y además se repite una gran cantidad de días en el año.
Si la temperatura del conductor aumenta, el cable se “estira” aumentando su largo. Si la distancia al suelo disminuye mas allá de un límite pre-especificado es posible provocar incendios y dañar lo que se encuentre bajo el conductor.
Las redes de transmisión se diseñan considerando condiciones climáticas extremas. Sin embargo éstas no se dan en forma permanente y en consecuencia, durante gran parte del tiempo se desaprovecha la real capacidad de transporte de energía del conductor.
Alfredo De la Quintana, Gerente de Desarrollo de CONECTA
Congestión transmisión Zona Norte al CentroCostos marginales 13 agosto 2015
Temperaturaambiente (+ y -)
Radiación solar (+)
Radiación del conductor (-)(+) Contribuye a calentar el conductor(-) Contribuye a enfriar el conductor
Corriente (+) Convección,viento (-)
El sistema DLR permite monitorear los flujos de energía sobre la red eléctrica.
GSM
SAG
Crearance
Sensor
Conductor
Las redes están diseñadas para no sobrepasar ciertos valores de temperatura y deflexión.
Dreflexión del conductor
Tº
Variables que afectan el comportamiento del conductor
01:00
05:0010
:0015:00
20:0024:00
Costo marginal Carrera Pinto 220 kV (13/08/2015)Costo marginal Alto Jahuel 220 kV (13/08/2015)
Congestión durante las horas de sol, dados los altos niveles de penetración ERNC
CDEC
Invierno
Primaver
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Verano
Otoño
Capacidad de Transporte
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60
30
0
US$/MWhSantiago
Copiapó
Generaciónsolar
La tecnología DLR:Permite incrementar la capacidad de
transporte de una línea de transmisión. (al aprovechar las condiciones de ventilación del trazado de la línea).
Permite incrementar la seguridad del sistema (nunca se sobrepasan los límites de trabajo del conductor especificados por el fabricante).
Reduce el costo de la energía (al permitir una mayor evacuación de energía eólica/solar).
Permite evacuar más energía renovable (al aumentar la capacidad de transporte de las redes de transmisión).
4
3
2
1La capacidad dinámica del conductor y sus pronósticos de corto y largo plazo son enviadas al CDEC para permitirles tomar decisiones informadas respecto de la operación óptima del sistema eléctrico.
Vea aquí las condiciones de ventilación (velocidad delviento) a las que está sometido el conductor de la lineade transmisión Paposo a Diego de Almagro
MAYOR SEGURIDADPero las ventajas son aún más amplias. La tecnología Dynamic Line Rating refuerza la seguridad del sistema eléctrico, porque ga-rantiza que nunca se sobrepasa-rán los límites de temperatura del conductor especifi cados por el fabricante, situación que hoy no es posible ni siquiera estimar con los sistemas de monitoreo actualmente en servicio en nuestras redes, explica el Ge-rente de Desarrollo de Nuevos Negocios de CONECTA.
MAYOR INYECCIÓN DE ENERGIA RENOVABLE Además, esta tecnología, al incrementar la capacidad de transporte de las redes, per-mite evacuar mayor energía renovable, particularmente
energía solar fotovoltaica y eó-lica, gestionando y administran-do dinámica y efi cientemente las rampas de subida/bajada típicas de este tipo de gene-ración. Consecuentemente, al incrementar el aporte de las tecnologías renovables, el cos-to de la energía disminuye. “El operador del sistema debe hoy afrontar grandes desafíos para gestionar esta energía y dado que sus tiempos de respuesta son mucho menores que la di-námica de la generación renova-ble, es necesario verter energía (curtailment) para mantener la seguridad del sistema eléctri-co. La tecnología Dynamic Line Rating habla el mismo idioma que la energía renovable y en
conjunto con los automatismos adecuados, puede administrar óptima y efi cientemente toda la energía renovable disponible utilizando siempre el máximo de capacidad de transporte de las redes”, sostiene el especialista.
Más de un millar de instalacio-nes de Dynamic Line Rating en el mundo están demostrando sistemáticamente que es po-sible aumentar la efi ciencia de las redes eléctricas en más de un 30% sin que ello signifi que comprometer la seguridad del sistema sino que muy por el contrario, aumentando su confi abilidad y disponibilidad.
“Si queremos cumplir con las metas de participación de la energía renovable en nuestra matriz energética, es imperativo usar la vasta experiencia mun-dial e incorporar tecnología de Smart Grid a nuestras redes”, concluye el gerente de Desa-rrollo de Nuevos Negocios de CONECTA.
La gestión y operación de las redes eléc-tricas no es sencilla y requiere de un monitoreo adecuado para hacer más efi ciente el proceso de transporte de
electricidad.
En ese contexto, la tecnología Dynamic Line Rating se convierte en una herramienta de monitoreo vital, al medir, en tiempo real, la capacidad dinámica de las líneas de trans-misión, tecnología ampliamente utilizada en Europa y Norteamérica hace más de dos décadas, pero que en nuestro país recién se está conociendo. CONECTA es una de las empresas chilenas que ofrece estas solucio-nes, que permiten incrementar la capacidad de transferencia de las redes eléctricas.
“Dado que hace 30 años no existía la tecno-logía que midiera en tiempo real la defl exión del conductor por efecto de su temperatura, todas las normas establecieron que las líneas deben ser construidas para el escenario de peor caso, esto es: 35°C de temperatura am-biente, 1.000 W/m2 y velocidades del viento de 0,6 mt/seg. Dado que esta es una condi-ción excepcional de peor caso, el conductor es subutilizado la mayor parte del tiempo. Si tan solo la velocidad del viento fuera de 5 mt/seg. (situación extremadamente frecuente en Chile), sería posible aumentar en más de un 30% la capacidad de transporte del con-ductor. Esto es casi como instalar una nueva línea de transmisión sin construir nuevas redes sino que incorporando tecnología de Smart Grid a la red actual”, explica Alfredo De la Quintana, gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios de CONECTA.
Para establecer una correlación más exacta entre el viento y la temperatura del con-ductor de la línea, se instalan en ella sen-sores que pesan de tres a cinco kilos. Estos sensores miden y transmiten –en tiempo real− la temperatura ambiente, la velocidad del viento, la radiación solar, la temperatura del conductor y la defl exión lo cual permite calcular la capacidad dinámica instantánea de transmisión y la capacidad dinámica futu-ra ejecutando valiosos pronósticos de corto (1 hora) y mediano (24 a 48 horas) plazo, pronósticos vitales para permitir al operador la gestión óptima de la red.
LA MEDICIÓN EN TIEMPO REAL DE VARIABLES ELÉCTRICAS Y METEOROLÓGICAS, mediante sensores que determinan la temperatura del conductor, la radiación solar, la velocidad del viento, entre otras, permite incrementar en más de un 30% la capacidad de transporte de energía de las redes de transmisión eléctrica.
TENDENCIAS EN TORRES DE TRANSMISIÓN TENDENCIAS EN TORRES DE TRANSMISIÓN
CONECTADynamic Line Rating: un imperativo para optimizar la capacidad de las redes de transmisión
Efecto de la temperaturasobre la línea de transmisión
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Sag máx. permitido, acorriente máx., en un díade alta temperaturaambiente.
Si la distancia al suelo disminuye mas allá de un límite pre-especificadoes posible provocar incendios y dañar lo que se encuentre bajo el conductor.
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Congreso despachó proyecto de ley de equidad tarifaria
El Congreso despachó el proyecto de ley de Equidad Tarifaria y Reconocimiento a la Generación Local, que introduce meca-nismos de equidad en las tarifas eléctricas y busca disminuir las diferencias existen-tes en las cuentas de electricidad de los
clientes finales de las distintas zonas del país, con un claro objetivo de equidad territorial. En la misma línea, esta iniciativa también contempla el reconocimiento a la generación de energía en 63 comunas.De acuerdo a las estimaciones del Mi-
nisterio de Energía, “el efecto global del proyecto implicará que 2,7 millones de clientes vean disminuida su cuenta de la luz, con un promedio por comuna de 14% ($4.278) para una cuenta tipo de 180 kWh al mes”.
Revista ELECTRICIDAD premió a jefe de Comunicaciones del CDEC SIC
Claudio Ortega, jefe de Comunicaciones del CDEC SIC recibió
el Premio Comunicador de la Energía que entrega cada año la
Revista ELECTRICIDAD, debido a la colaboración que entregan
los encargados de comunicaciones de instituciones y empresas
del sector eléctrico.
El Grupo Editorial Editec organiza esta premiación hace cuatro
años (comenzó con la Revista MINERÍA CHILENA) y en energía
hace tres que se realiza.
“Este año le hemos otorgado el premio Comunicador de la Energía
2015 a Claudio Ortega, jefe de Comunicaciones del CDEC SIC
por su importante aporte y disposición a entregar información
técnica y de calidad a Revista ELECTRICIDAD”, señaló Roly Solís,
director de Revista ELECTRICIDAD en el marco del almuerzo de
su Consejo Editorial.
Claudio Ortega es periodista y cuenta con Diplomados en Comuni-
cación Corporativa y en Regulación y Mercado Eléctrico. También
es Master en Comunicación Empresarial de la Universidad de
Barcelona. Entre los años 2005 y 2010 se desempeñó como Jefe
de Comunicaciones del Ministerio del Medio Ambiente. A partir
del 2010, asume como consultor senior en Burson-Marsteller y
posteriormente en Feedback Comunicaciones. Desde noviembre
de 2012, ocupa el cargo de Jefe de Comunicaciones del CDEC
SIC, donde le ha correspondido liderar la estrategia de posicio-
namiento corporativo del organismo.
Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC; Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Claudio Ortega, jefe de Comunicaciones del CDEC SIC; Juan Cembrano, presidente del directorio del CDEC SIC, y Luis Vargas, presidente suplente del CDEC SIC.
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CDEC SING lanzó aplicación para ver gestión de energías renovables
Con el propósito de entregar información de valor que permita potenciar la operación de las energías renovables no convencio-nales en el norte grande, el CDEC-SING desarrolló el Sistema de Gestión de Energías Renovables (SGER), que entrega en tiempo real -con resolución horaria- datos sobre el desempeño de las centrales ERNC entre Arica y Taltal.Al SGER se puede acceder a través del sitio web del CDEC-SING, desde donde se obtendrán en línea los datos relevantes de la operación de las ERNC como la demanda, tipo de suministro y desempeño de predicciones, entre otros.
Profesional de la CNE fue elegido entre los 100 futuros líderes de Energía a nivel mundial
El World Energy Council (WEC), con sede en Londres, eligió al jefe de la Unidad de Información y Estadísticas de la Comisión Nacional de Energía (CNE), el ingeniero Mauricio Utreras dentro de los 100 Fu-turos Líderes del sector Energía a nivel mundial (FEL-100).Entre los trabajos que permitie-ron la selección del profesional destaca la creación de diversas plataformas de información y datos abiertos en energía en
Chile, como Energía Abierta, EnergíaMaps y la App Bencina en Línea. También lideró la implementación de la Norma Chilena ISO 50.001; desarrolló el primer Estándar Mínimo de Eficiencia Energética (MEPS) para motores en Chile y creó el Sello de Eficiencia Energética (Sello EE) para las empresas.Utreras también promovió la entrada de Empresas de Efi-ciencia Energética (ESCOs) a Chile.
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CN
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Mauricio Utreras.
Sigue en marcha proceso de nominación para director ejecutivo del Coordinador Independiente
El proceso para la elección del primer director ejecutivo que tendrá el futuro Coordina-dor Independiente del sistema eléctrico, que nacerá de la in-tegración de los CDECs (SING y SIC) sigue su marcha, luego de la aprobación del proyecto de ley que modifica el sistema de transmisión y que crea el nuevo entre coordinador.De acuerdo a lo contemplado, una vez que el proyecto sea aprobado en el Congreso y publicado en el Diario Oficial se constituirá un Comité de Nominación, integrado por un
representante de la Comisión Nacional de Energía; Tribunal de Defensa de la Libre Compe-tencia; la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, y del Consejo de Alta Dirección Pública.Posteriormente vendrá la elec-ción de un Consejo Directivo de cinco integrantes que a fin de año deberá elegir al nuevo director ejecutivo del Coordina-dor independiente, además de confeccionar los estatutos del nuevo ente, el cual iniciaría sus operaciones en enero de 2017.
Colbún adjudica contrato de energía solar por 15 años a Total y SunPower
Colbún adjudicó un contrato de compra de energía a
15 años plazo a la empresa Total y su filial SunPower
por 500 GWh de energía solar fotovoltaica al año, a
partir de la construcción de una planta de energía solar
de 164 MW.
La decisión fue resultado de un proceso de licitación
competitivo, en el que participaron más de 13 empre-
sas, que presentaron más de 20 propuestas de compra
de energía.
SunPower será el encargado de diseñar, construir y ope-
rar el proyecto, además de mantenerlo cuando esté en
funcionamiento. La compañía construirá un sistema de
planta de energía “Oasis”, que es un bloque totalmente
integrado y modular.
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: Gen
tileza
Col
bún.
Rodrigo Pérez, gerente Legal de Colbún; Juan Eduardo Vásquez, gerente de la División Negocios y de Gestión de Energía de Colbún; Bernard Clément, Senior vice President, Business & Operations Total; Ty Daul, Senior vicepresident Americas Power Plants Sunpower, y Martin Rocher, gerente general de Total Nuevas Energías Chile SpA.
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Chile ha exportado 95.500 MWh de energía a Argentina desde febrero
Desde el 12 de febrero de este año Chile ha exportado un total de 95.500 MWh de energía a Argentina en el marco del proceso de interconexión eléctrica entre ambos países, destacó Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC-SING, quien expuso en el seminario “Interconexión Eléctrica Regional y el Nodo Solar de Arica”, donde se destacaron los desafíos de esta iniciativa y la oportunidad que entrega para el desarrollo ERNC.El evento organizado por Deuman Chile, contó con la presencia de la subsecre-taria de Energía, Jimena Jara, el Seremi de la cartera de la Región de Arica y Parinacota, Raúl Montoya, y autoridades diplomáticas de Perú y Chile, así como ejecutivos de las principales compañías que operan y evalúan proyectos en el SING.Según Daniel Salazar, “desde el SING hemos sido pionero en trabajar por la integración eléctrica de Chile con los países vecinos, iniciativa que llamamos
Energía sin Fronteras porque creemos que el futuro de nuestro desarrollo ener-gético está ligado a ello y que este es el inicio de un camino que permitirá contar con una tremenda alternativa de seguridad y complementariedad que diversifica y potencia nuestra matriz”, señaló el ejecutivo.A su juicio la experiencia con Argen-tina “es una realidad”, añadiendo que con Perú se sigue trabajando en la interconexión desde la región de Arica-Parinacota, por lo que ya están listos los resultados de estudios realizados entre el CDEC SING junto con el coordinador de la operación de Perú, COES y con los países miembros de Sinea.“Hemos avanzado en análisis y en prefactibilidad técnica y económica, identificando dos posibles conexiones, una entre Tacna y Arica, y otra entre las Subestaciones Montalvo (Perú) y Nueva Crucero-Encuentro (Chile)”, dijo Salazar.
CDEC SIC lanzó sitio websobre sistema de medidas para transferencias económicas
El CDEC SIC lanzó su sitio web “Sis-tema de Medidas para Transferencias Económica”, donde las empresas coordi-nadas podrán obtener la información de sus respectivos medidores conectados al sistema. Dentro de este enlace, se encuentra disponible una interfaz de-nominada “Gestión de Medida”, en la que podrán acceder de forma segura y transparente a la información de sus puntos de medida los cuales partici-pan en los procesos de transferencias económicas. Las empresas podrán visualizar grá-ficamente y en planillas los flujos de energía que se transfieren desde las
centrales, a través de las líneas de transmisión, hasta las subestaciones primarias de distribución, así como el comportamiento del consumo eléctrico de uno o varios puntos o barras asocia-das, entre otros temas. La actual Plataforma de Recepción de Medidas para Transferencias Econó-micas (PRMTE) del CDEC SIC, cuenta en la actualidad con 720 medidores, los que corresponden a 35 empresas coordinadas. Se espera que el primer trimestre de 2017, administre cerca de 2.000 medidas asociadas a más de 200 coordinados.
Algunos de los asistentes al seminario "Interconexión Eléctrica Regional y el Nodo Solar de Arica".
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AGENDA AGOSTO / SEPTIEMBRE
Agos
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XI MedMin, Encuentro de Mediana Minería
Organiza: Sonami y Grupo Editec
Lugar: Hotel Sheraton, Santiago
Contacto: [email protected]
Más información: www.medmin.cl
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Seminario energías renovables: visión de largo plazo ¿cómo alcanzar las metas?
Organiza: Cigré
Lugar: Hotel Intercontinental, Santiago
Contacto: [email protected]
Más información: www.cigre.cl
12al
Curso Políticas Energéticas y Energía Sustentable
Organiza: Educación Continua, EcodieLugar: Beauchef 851, Sala B07, Nivel -1Contacto: [email protected]ás información: www.ecodie.cl
24 31
al
Curso Centrales hidroeléctricas (Mini Hidráulica)
Organiza: CamchalLugar: Av. El Bosque Norte 0440, Las Condes. Of. 601Contacto: [email protected]ás información: www.camchal.cl
5 6
Chile inició envíos de gas natural a Argentina desde la zona central
El ministro de Energía, Máximo Pacheco, fue el encargado de activar el primer envío de gas natural desde la zona central del país hacia Argentina, a través del gasoducto de GasAndes de 450 kilómetros de extensión, durante los meses de invierno.Se enviará un volumen total de 3 millones de metros cúbicos diarios, los que son suministrados por Enap, Endesa Chile y Metrogas desde el terminal GNL Quin-tero, lo que se ampliaría a un volumen de 1 millón de m3/día, a solicitud de Argentina, el cual será entregado siempre y cuando las empresas chilenas tengan la disponibilidad respectiva.Pacheco destacó la medida considerando que “en una región con una casi nula integración energética, este intercambio de gas que estamos concretando con Argen-tina es una señal muy importante para enfocarnos hacia un futuro común y beneficioso para nuestros pueblos”.El proceso de acuerdo entre las partes, fue liderado por Enap, la que junto con aportar gas propio, actuó como articulador del negocio revisando e integrando las cantidades de gas natural disponible en el mercado local de los distintos actores y liderando las negociaciones con la estatal argentina Enarsa.
Pablo Sobarzo, gerente general de Metrogas; Antonio Gallart, gerente general de CGE; Humberto Espejo, gerente general (s) de Endesa.; Máximo Pacheco, ministro de Energía; Marcelo Tokman, gerente general de Enap, y Raúl Montalva, gerente general de GasAndes.
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A 15 kilómetros al poniente de la ciudad de Yungay, en medio de terrenos forestales, se emplaza la mini central Itata perteneciente a Eléctrica Puntilla, empresa de la Asociación de Canalistas Sociedad del Canal de Maipo.
principios de 2014 comenzó la
construcción de la mini hidro Ita-
ta, inaugurada recientemente
en la ciudad de Yungay, en la
Región del Biobío. Las obras requirieron 711 mil
horas hombre de mano de obra directa, además
se excavaron 122.000 m3 en tierra y roca, se
instalaron 30.000 m3 de hormigón y se utilizaron
106 toneladas de acero estructural.
Su capacidad instalada es de 20 MW (con dos
turbinas Francis de 10 MW cada una) permi-
tiendo una generación media anual de 72 GWh.
La energía se inyecta al Sistema Interconectado
Central mediante una línea trifásica de 66 kV de
12 km de longitud.
La mini hidro –que tuvo una inversión de US$50
millones− capta las aguas del río Itata a 150
Ametros aguas arriba del Salto, las conduce por
un canal de aducción de 400 m hasta la cámara
de carga, a 18 m de profundidad y desde ahí se
distribuye a los turbogeneradores instalados a 60
m profundidad. Esta característica hace que la
operación sea casi imperceptible desde el exterior.
Para operar a su completa capacidad, la central
requiere de un caudal máximo de 45 m3 por se-
gundo, lo que equivale al 35% de los derechos
de agua que tiene la empresa. La utilización del
En Región del Biobío
Se inauguró la primeracentral de pasada sobre el río Itata
Vista exterior de la central Itata.
Las turbinas que tiene la mini hidro están ubicadas a 60 metros de profundidad con lo que su operación es casi imperceptible, tanto visual como auditivamente, desde la superficie.
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agua se subordinará a la existencia de un caudal
ecológico de 4,27 m3/s para no perturbar la vida
acuática en el tramo del río, entre la bocatoma y
la devolución, aseguró Alejandro Gómez, gerente
general de Eléctrica Puntilla. Un aspecto destaca-
do es que con el fin de no alterar la condición del
Salto como destino turístico, la central no operará
durante el día en los meses de verano.
DeclaracionesEn la ceremonia de inauguración, el presidente
del directorio de Eléctrica Puntilla, Pablo Pérez
Cruz, manifestó su preocupación por atentados
y actos de vandalismo a centrales eléctricas. “Si
no erradicamos estas prácticas se afectará la
seguridad y por ende la inversión y el desarrollo
futuro del país”. En la oportunidad, el ministro de
Energía, Máximo Pacheco, respondió que en un
contexto de transformación social, la seguridad
es parte del desafío tanto para el sector público
como privado, agregando que hoy están ope-
rando y en construcción 107 mini hidros por lo
que tiene la seguridad de cumplir el plan de 100
nuevas centrales en el Gobierno de la Presidenta
Bachelet al llegar a 155 (se contaba con 55 en
marzo de 2014).
Sistema de aire comprimido.
Turbina de la central.
La mini hidro fue inaugurada por el ministro de Energía, Máximo Pacheco, junto al intendente Rodrigo Díaz, la Gobernadora Lorena Vera, la seremi de energía Carola Venegas y otras autoridades.
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No solo los niveles de radiación solar influyen en el rendimiento de esta tecnología en las distintas características climáticas que tienen ambos sistemas eléctricos, sino que también se considera el mantenimiento.
istintas condiciones de opera-
ción presentan los paneles foto-
voltaicos en las plantas solares
instaladas en el SING y el SIC.
De acuerdo a los especialistas consultados por
Revista ELECTRICIDAD los niveles de radiación
solar del norte grande son el principal factor dife-
renciador, lo que se refleja en los disímiles factores
de planta en cada sistema.
Mientras en el SING, a abril de este año, se registró
un promedio de 32,56% en el factor de planta
fotovoltaico, en el centro sur se anotó un 23,72%,
de acuerdo a los indicadores solares que elabora
el Solar Energy Research Center (Serc Chile),
Según los expertos en materia de energía solar
los diferentes niveles de radiación solar que se
dan en la zona norte respecto al centro sur son
un factor a considerar, aunque aclaran que el
SIC muestra varios atractivos para la instalación
de paneles fotovoltaicos a gran escala, debido a
que presenta costos de mantenimiento menor
respecto al SING.
DRadiación Carlos Silva, académico de la Facultad de Ingeniería de la
Universidad Adolfo Ibáñez, aclara que aunque en el SIC
haya una mayor nubosidad “los paneles generan con
radiación directa, en días despejados, y con radiación
difusa, en día nublados, pero evidentemente bajan su ren-
dimiento en la potencia que tienen estas instalaciones”.
“Además se tiene que pensar que la mayor parte de
las instalaciones fotovoltaicas tiene un seguimiento al
sol en un eje, que es horizontal. Desde ese punto de
vista mientras más vertical sea la trayectoria del sol es
mejor para que caigan los rayos perpendicularmente
sobre los paneles y eso se produce en las regiones de
Arica-Parinacota, Tarapacá y Antofagasta”, precisa el
especialista.
Condiciones de operación
Principales diferenciasentre el SING y SIC a la hora de instalar plantas fotovoltaicas
Instalación de paneles fotovoltaicos de Rijn Capital en el SING.
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De todos modos, Alex Godoy, académico de la Fa-
cultad de Ingeniería de la Universidad del Desarrollo,
piensa que “las tecnologías están haciendo que los
factores de planta sean más constantes en el tiempo,
así que si se hacen proyectos baratos en costos, lo más
probable es que terminen con bajos factores de planta,
si no cuentan con un sistema de despacho continuo”.
Rodrigo Palma, director de Serc Chile, señala que
la alta radiación solar en el SING “requiere que los
módulos fotovoltaicos tengan otro tipo de vidrio, en-
capsulamiento y cables, lo que actualmente está en
estudio para ver su evaluación. En cuanto al polvo
en suspensión, no hay una diferencia entre el SING
y el SIC porque depende del lugar en que se instale,
donde hay zonas en ambos sistemas con muchas
partículas pequeñas y otras que no tienen tantas”.
Uso de suelosPara Alex Godoy, otra distinción para la instalación de
plantas fotovoltaicas entre el SING y SIC está relacio-
nada con la gestión del territorio. “En el SIC la conecti-
vidad de una planta fotovoltaica al sistema es más fácil
que en el norte grande, pero es importante también el
uso del suelo, que es un recurso no renovable. Este tipo
de planta utiliza principalmente suelo, así que dónde
estén localizadas será un tema, especialmente si son
suelos agrícolas que están más presentes en la zona
centro sur”, precisa el especialista.
Esto es compartido por José Miguel Cardemil, investi-
gador del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable
de la Universidad Diego Portales, quien afirma que
en el SIC existen más complejidades en lo que es el
uso alternativo del suelo, “pues las plantas fotovol-
taicas pasan a competir con usos agrícolas, por lo
que el costo del terreno pasa a tomar una relevancia
importante para la instalación del proyecto”.
Alex Godoy comenta que además se generan distintas
condiciones de operación en los paneles fotovoltaicos
puesto que “el polvo en el norte afecta el despacho
continuo, lo que significa que tiene costos de ope-
ración distintos que en el sur, donde existen otras
condiciones climáticas, pero no se puede pensar que
esto es una limitante”.
En esta línea José Miguel Cardemil sostiene que es
necesario implementar algunas adaptaciones en los
paneles fotovoltaicos en cada sistema eléctrico, pues
en el SING se deben hacer más gastos en mantención
y limpieza de los paneles, además de instalar filtros de
polvo en las salas de máquinas donde están los inver-
sores, que requieren climatización en el norte grande”.
Por su lado –añade el especialista− en el SIC los
paneles fotovoltaicos, al ser encapsulados, “están
protegidos contra la humedad y las mayores lluvias en
José Miguel Cardemil, investigador del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Diego Portales.
Alex Godoy, académico de la Facultad de Ingeniería de la Universidad del Desarrollo.
Carlos Silva, académico de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Adolfo Ibáñez.
Rodrigo Palma, director de Serc Chile.
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Planta Solar en Andacollo, en Región de Coquimbo.
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el SIC terminan siendo beneficiosas para las plantas
solares pues, bajo ciertas inclinaciones ayudan a
limpiar los paneles, porque mientras más se acercan
hacia el sur, los fenómenos de ensuciamiento se ha-
cen menos relevantes y la mantención de las plantas
fotovoltaicas se hace menos costosa”.
Rodrigo Palma indica que el mayor acceso al agua
en la zona centro y sur del SIC es una ventaja para
las plantas fotovoltaicas que están en este territorio,
lo que es “un poco más crítico en el SING”.
Aspecto comercialCarlos Silva sostiene que también se debe considerar
el aspecto comercial a la hora de establecer diferencias
para la tecnología solar en el SING y el SIC.
“Ambos sistemas son comercialmente distintos por-
que el SING tiene un nivel de precios relativamente
bajo en comparación con el sistema central y el primer
punto que mira un desarrollador solar tiene que ver
con el precio que puede comercializar su energía y
muchos de los proyectos se han desarrollado en el
norte del SIC porque los precios son mayores, pese
a que hay menos terreno y radiación comparado con
el norte grande”, explica el académico.
Finalmente, para Rodrigo Palma, también es ne-
cesario considerar otro factor diferenciador para la
tecnología de paneles fotovoltaicos: “algo que no
se ha evaluado y que se debe dimensionar, para
aclararlo, es si en el SING el costo de ingeniería
fotovoltaica compite con la ingeniería de las mineras,
porque en su momento era un costo de oportunidad
alto, siendo una ingeniería cara en el desarrollo de
montaje y obras para las plantas fotovoltaicas, por
lo que pueden ser más caras comparadas con las
que se hacen más al sur del país, donde hay más
diversidad de industrias y tecnologías”.
“Por lo tanto, una planta en el norte y centro del
SIC podría acceder a economías de escala con las
empresas de ingeniería y construcción”, concluye el
director de Serc Chile.
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esde la Agencia Chilena de Eficiencia Energé-
tica estamos tratando de promover la eficiencia
energética en el sector productivo en base a
buenas prácticas, formación de capacidades y
a la generación de mecanismos de acompañamiento técnico a
empresas; de manera que esta sea considerada como un factor
diferenciador, lo que en definitiva se relaciona directamente con
un aumento en competitividad.
En este contexto, y bajo la
mirada de nuestra línea de
Desarrollo de Industria y
Minería, observamos que
a nivel de implementación
de medidas de Eficiencia
Energética y de sistemas
de gestión de la energía (SGE), las empresas en Chile están
cada día más interesadas en usar estas herramientas con el fin
de aumentar su productividad; lo que, sumado a las metas que
el país se ha autoimpuesto en términos de consumo energético
y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, están
empujando la creación de una cultura nacional de eficiencia
energética.
Una empresa que considera la Eficiencia Energética como un
instrumento estratégico y capaz de agregar valor, incorporará
en forma sistemática la gestión de la energía, reduciendo sus
costos de operación y mantenimiento y los tiempos perdidos cada
vez que deba detener la operación por equipos que funcionan
de manera anormal y que, por ende, ven su vida útil reducida.
Lo anterior entre tantas otras ventajas, que se materializarán
en un aumento de la productividad capaz de entregar mejores
márgenes o una mayor cuota de mercado.
D El principal salto que el sector productivo debiese dar, es que
la totalidad de las instalaciones más energointensivas puedan
contar con un sistema de gestión de energía que les permita
reconocer y validar a la energía como una de sus variables
críticas en lo que se refiere a producción. Ciertamente, para
alcanzar el impulso necesario, es preciso reconocer que la
energía se tiene que gestionar; más allá de simplemente mirar
cómo esta se consume
y genera gastos al final
de cada mes.
Existen herramientas
disponibles para im-
plementar sistemas de
gestión de la energía
acordes a la realidad de cada organización. El estándar más
reconocido son los SGE basados en la norma internacional ISO
50.001. En general, un sistema de gestión de la energía permite
a las entidades estructurar la forma de trabajar relevando la
variable de eficiencia energética o consumo de energía como un
indicador de importancia al momento de la toma de decisiones.
Ahora bien, para que todo esto sea posible es fundamental
acortar la brecha que tenemos en materia de formación de
capacidades para la eficiencia energética, y en este sentido,
no solo necesitamos que existan más y mejores profesionales
que trabajen directamente en estas materias, sino también
directivos y tomadores de decisión convencidos acerca de los
beneficios del uso eficiente de la energía, que además sean
capaces de promoverlo y darle continuidad al interior de sus
organizaciones.
No solo necesitamos que existan más y mejores profesionales que trabajen directamente en estas
materias, sino también directivos y tomadores de decisión convencidos acerca de los beneficios
del uso eficiente de la energía.
Por Diego Lizana, director ejecutivo de la Agencia Chilenade Eficiencia Energética (AChEE)
Columna de Opinión
La eficiencia energética como herramienta de productividad
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l Eaton Chile consolida celda de Media Tensión segura y confiable
Eaton Chile está consolidando en el mercado la Celda Power Xpert UX de alimentación y protección primaria de cables, transformadores, banco de condensadores y Motores de Media Tensión, con base instalada local en Datacenter, Industria y minería sobre 3.000 mts.Power Xpert UX utiliza la tecnología de interrup-ción al vacío y aislación en aire usada por Eaton por más de 40 años, con mecanismo de operación clase M2 que permite 20.000 operaciones sin mantenimiento, en com-paración con 2.000 ope-raciones de la tecnología que utiliza SF6.Para cumplir con las máximas clasificaciones de seguridad y confiabi-lidad, Power Xpert UX ha sido diseñado libre de SF6 y testeado por
organismos certificadores indepen-dientes obteniendo el nivel más alto de continuidad de servicio LSC2B con compartimentación metálica, clasifi-cación contra Arco Interno AFLR en conformidad a IEC 62271-200, acceso a compartimentos controlado por en-clavamientos de seguridad, cámara de
arco interno integrada, e interruptor Eaton modelo W-VAci con certificación de acuerdo a IEC 62271-100.Con capacidad de co-rriente hasta 4.000 amps, tensión de servicio hasta 24 kV y capacidad de interrupción hasta 50 KA/3sg, la celda Power Xpert UX provee un ser-vicio de alta calidad en cumplimiento de los más altos estándares de la industria y aplicaciones críticas de suministro, se-gún explica la compañía.
Foto: Gentileza Eaton.
Endress+Hauser aporta tecnología de medición para drenaje de túnel en Suiza
La empresa Endress+Hauser participó en la obra del túnel Gotthard, de 57 kilómetros de extensión, que es el túnel de ferrocarril más largo del mundo, aportando tecnologías de medición para el desagüe.La medición se realizó con 180 instrumentos puesto que la construcción del túnel debe prevenir la filtración de volúmenes sustanciales de agua de montaña. Para asegurar que todo el túnel se mantenga seco, se instalaron dos desagües en el suelo de cada uno de los tubos de vía única.La tecnología de medición para el desagüe del túnel por parte de Endress+Hauser consideró instrumentos con protección contra explosiones y tres paneles de medición que detectan volúmenes de flujo y niveles de agua de montaña y aguas residuales, conductividad, el valor del pH y la turbiedad del agua residual.
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ABB
en
Chile
Yokogawa mostró sus soluciones de automatización para control y medición en seminario
Ingenieros y especialistas de empresas energéticas chilenas participaron en el seminario organizado por Yokogawa Chile, donde especialistas de la multinacional dieron a conocer pro-ductos y soluciones para la planificación de negocios y logística, gestión de cadena de suministro, sistemas integrados de control, herramientas de control de activos, y sistemas de seguridad instrumentada, entre otros.Ana Álvarez, del Área de Ventas y Aplicaciones Analítica de Yokogawa Chile, expuso sobre la necesidad que tienen las em-presas del rubro de tener implementado un Sistema de Monitoreo Continuo de Emisiones (CEMS, por sus siglas en inglés), como consecuencia de las exigencias de la autoridad en materia ambien-tal. Explicó que Yokogawa, además de suministrar el analizador de gases, que es el corazón de un CEMS, puede integrar todos los sistemas y equipos complementarios según las necesidades de cada cliente, ya sea una termoeléctrica, una planta de ácido o cualquier industria con “chimenea”.Posteriormente, Darren Rodway, gerente del Departamento de Desarrollo de Negocios del Área Energía y Servicios de Yokogawa Electric Co. en Japón, comentó la trayectoria de la compañía
como proveedor para el sector energético global. El especialista destacó la fuerte presencia de la empresa en Asia, Europa, Oriente Medio, Oceanía y América, en las industrias de petróleo, gas, termoeléctricas y en instalaciones de cogeneración, ciclo combinado y energías renovables, entre otras.
Schneider Electric obtuvo el segundo lugar en el Little Box Challenge con su inversor de 2 kW
Schneider Electric obtuvo el segundo lugar en el Little Box Challenge, la competencia global organizada por Google e IEEE que tenía por objetivo diseñar y construir un inversor 10 veces más pequeño que los actuales.La competencia buscaba que los participantes pudiesen reducir el tamaño actual de un inversor de 2 kW (actualmente de un tamaño similar al de una nevera de picnic) hasta aproximadamente el tamaño de una Tablet (655 centímetros cúbicos).Un inversor es un dispositivo que permite con-vertir la energía de paneles solares y baterías en corriente alterna para los hogares y edificios. Para la construcción de este prototipo compacto, Schneider Electric reunió a un equipo global de expertos en tecnología y TI, incluyendo a miembros de su programa Edison. El inversor de 2 kW creado por la compañía tiene el tamaño de una cámara compacta con un volumen de solo 340 centímetros cúbicos (10 cm x 8,5 cm x 4 cm), por debajo del objetivo de tamaño marcado por el certamen.
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Darren Rodway y Julio Vega de Yogokawa.
Angelo Vieira y Thomas Aldunate de la División Power Grids de ABB en Chile, junto a la anfitriona de la empresa en el seminario del Cigré.
ABB en Chile destacó contenidos de la nueva Ley de Transmisión
En el marco del seminario “Impacto del nuevo marco legal del sector eléctrico”, organizado por el Cigré, Angelo Vieira, ejecutivo de la división Power Grids de ABB en Chile, afirmó que la empresa “puede hacer una contribución técnica significativa para ayudar a una mayor estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico, que es lo que se busca con la nueva ley de transmisión”.Según el ejecutivo, “esta Ley despeja incertidumbres y deja las reglas más claras. Por ejemplo, en lo que se re-fiere a las franjas o trazados para las líneas de transmisión. Anteriormente la concesionaria encargada de una nueva línea de transmisión tenía que definir el trazado y hacer los estudios
ambientales respectivos, hoy con la nueva ley, el trazado de la línea va a estar normado desde un principio, lo que va a acelerar los tiempos para la construcción de la línea”. Thomas Aldunate, gerente de Desarro-llo de Negocios en ERNC de la División Power Grids de ABB en Chile, dijo que ABB puede aportar con ingeniería, especificaciones y tecnología a un mejor funcionamiento del sistema y de la nueva red nacional que se ma-terializará una vez que se produzca la interconexión entre el SING y el SIC. “Tendremos un trasfondo de Estado que va a impulsar un crecimiento sus-tentable y seguro que le dará mayor se-guridad a los inversionistas”, destacó.
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ASOCIACIÓN INDUSTRIALES DE MEJILLONESJuan Pablo León asumió como gerente general de la Asociación de Industriales de Mejillones (AIM). El ejecutivo es ingeniero comercial de la Universidad Católica del Norte, con diplomado en Responsabilidad Social Empresarial en la universidad Católica de
Valparaíso. Cuenta con 19 años de experiencia en la Asociación de Industriales de Antofagasta y en los últimos cinco se ha desempeñado como gerente de Operaciones del Sistema de Calificación y Evaluación de Empresas Proveedoras para la minería.
CONSTRUCTORA GARDILCICRaúl Gardilcic fue designado director de Constructora Gardilcic. Es ingeniero civil Mención Civil de la Universidad Andrés Bello, cuenta con un MBA Advance de la Universidad Adolfo Ibáñez y un PDD (Programa de Desarrollo Directivo) de la Universidad de Los Andes. Tiene 16 años de experiencia profesional y ha ocupado variados cargos en la empresa, como gerente
de Maquinaria, gerente de Operaciones y gerente general de Megamin.
FINNING CHILE Tatiana Carvajal asumió como directora de Recursos Humanos de Finning Chile, convirtiéndose en la primera mujer en ocupar un cargo de este nivel en Finning Sudamérica. La ejecutiva es psicóloga de la Universidad Andrés Bello, con una trayectoria en el área de recursos humanos en empresas nacionales y
extranjeras como General Motors, APL Logistics Chile y Orica, liderando en esta última la gerencia regional de Recursos Humanos con base en Denver, Estados Unidos.
TRENT Héctor Palma fue nombrado como encargado del área de Eficiencia y Calidad de Energía de Trent. El profesional, ingeniero electrónico de la Universidad Tecnológica Metropolitana, posee más de 13 años de experiencia en el sector eléctrico, donde ha trabajado en las áreas de instrumentación, eficiencia y calidad
de la energía eléctrica en empresas como la Compañía Americana de Multiservicios, Johnson Controls–Cono Sur, Arteche-Schaffner y Circutor (España).
UNIVERSIDAD DE SANTIAGOHumberto Verdejo asumió el cargo de director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, luego de ser elegido con la mayoría de los votos de los académicos del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la casa de Estudios, reemplazando en el cargo a Manuel Valenzuela. El académico es ingeniero
civil en Electricidad de la Universidad de Santiago y doctor en ingeniería eléctrica de la Universidad de Chile. Desde 2012 es académico Jornada Completa del Departamento de Ingeniería de la Universidad de Santiago y a partir de 2014, subdirector de la unidad académica. También dirige el Programa Centro de Energía de la Facultad de Ingeniería, desde donde ha coordinado actividades de investigación y vinculación con el medio.
YPFRicardo Darré fue designado como nuevo gerente de la empresa argentina YPF. El ejecutivo es ingeniero mecánico e ingeniero industrial del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Cuenta con una trayectoria de más de 30 años que lo llevó a asumir responsabilidades en las áreas de exploración y explotación de hidrocarburos en la Argentina,
Tailandia, Noruega, Rusia, Reino Unido y Francia. Desde 2014 se desempeñaba como presidente y CEO de Exploración y Producción para Total en Houston, Estados Unidos.
Rhona suministró equipos para ampliación de planta de Aguas Antofagasta
Rhona, en conjunto con Aguas Antofagasta, desarrolló la in-geniería del proyecto, cuya finalidad es aumentar en 200 l/s (litros por segundo) el cau-dal nominal de agua desalada producido por la planta, por sobre los 650 l/s que genera actualmente.El proyecto contempló el dise-ño, fabricación, programación, pruebas y puesta en marcha de la subestación, transforma-dores y salas eléctricas, que en su conjunto alimentarán y controlarán las bombas de alta presión, bombas de re-
circulación y desplazamiento de agua de mar, además de otros consumidores asociados a sistemas de desalación por osmosis inversa.Los equipos principales sumi-nistrados en Media Tensión fueron switchgear, partidores suaves Aucom y banco de con-densadores mientras que en Baja Tensión fueron centros de distribución de carga, centros de control de motores, varia-dores de frecuencia de Baja Tensión Mitsubishi, banco de condensadores regulables y equipo de respaldo de energía.
Trent destaca funciones de abrazaderas a prueba de cortocircuito
La empresa Trent, distribuidor exclusivo de Ellis Patents, desta-có las funciones de las abrazaderas que han instalado en tres proyectos dentro del mercado nacional, las cuales son a prueba de cortocircuito, además de tener la capacidad de anticiparse a estas contingencias, conteniendo los cables durante una falla.
La empresa ha realizado más de 400 pruebas de cortocircuito en laboratorios autoriza-dos bajo el estándar internacional IEC 61914:2009. Las abrazaderas se fabri-
can en distintos materiales y se pueden utilizar para diferentes formaciones de cable, tanto en Baja, Media y Alta Tensión. “Utilizar estas abrazaderas, significa re-
forzar enormemente la seguridad eléctrica del sistema, protegiendo personas, cables,
instalaciones y equipos, para asegurar una interrupción mínima del flujo de energía, las cuales pueden tener consecuencias técnicas, económicas, operativas y regulatorias”, añade Sergio Rivas, gerente comercial de Trent.En Chile la compañía también destacó tres soluciones específicas: una abrazadera a prueba de hurto (para evitar el robo de cables), un soporte modular para cables en el Metro de Santiago y una abrazadera de plástico que no usa pernos.
Designaciones
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Gerente ComercialJulio HerreraE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4212, +56 9 97487275
Jefe de Ventas NacionalesNicolás IbarraE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4258, +56 9 64683561
Jefa de Ventas InternacionalesAlejandra CortésE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4287, +56 9 83610279
CHILE
• Pía Martínez, Ejecutiva ComercialE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4203, +56 9 58649421
Grupo Editorial Editec S.A. Edificio Plaza Bellet, Antonio Bellet 444, piso 6.
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ESTADOS UNIDOS:Detlef Fox, D.A. Fox Advertising Sales, [email protected] Penn Plaza, 19th FloorNew York, NY 10001Tel.: 212 896 3881
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ITALIA: M. Ester [email protected] Vía Fratelli Rizzardi 22/3, 20151,Milán, ItaliaTel.: +39 02 452 6091, Fax: +39 02 700 502 233
RESTO DE EUROPA:Phil Playle, Lansdowne Media [email protected] Claridge Court, Lower Kings Road,Berkhamsted, Hertfordshire, HP4 2AF, UK.,Tel.: +44 (0) 1442 877 777, Fax: +44 (0) 1442 870 617
CHINAOverseasad Network Technology Shanghai Co., [email protected]. 500 Bibo Rd., Office 310Pudong District, 201203 Shanghai, CHINATel/Fax: +86 21 50809867
Electricidad es una publicación independiente publicada por Grupo Editorial Editec S.A., que no cuenta con patrocinios de ninguna naturaleza. En Chile, la revista se distribuye en forma gratuita a pro-fesionales y ejecutivos de compañías de generación, transmisión y distribución de electricidad. También a docentes de educación supe-rior de carreras relacionadas y a ejecutivos de organismos oficiales relacionados con la electricidad y cualquier otra forma de energía. Toda suscripción de cortesía es enviada sólo a la dirección de la em-presa donde trabaja el suscriptor.
Electricidad se reserva el derecho de asignar la cantidad de suscrip-tores por empresa. Toda persona que no califique en ninguna categoría anterior, podrá tomar una suscripción pagada.Solicite su suscripción por internet en: www.revistaelectricidad.cl, o a: Yanina Muñoz ([email protected]), tel +56 2 2757 4238.Suscripción Chile: anual $47.600 (IVA incluido), estudiantes: anual $23.800 (IVA incluido).Suscripción extranjero: EE.UU y América del Sur: US$204, Centroamé-rica y Canadá: US$250; Europa y resto del mundo: US$280.
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