PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE

ESCUELA DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

IEE-3372 MERCADOS ELÉCTRICOS

SITUACIÓN FUTURA DEL SING

 

 

  

Fernando Guerra B.

Sebastián Orellana T.

 

Santiago , 31 de Mayo de 1999

 


 

INDICE

1. Introducción *

2. Descripción general del sector eléctrico Chileno *

3. El sistema interconectado del norte grande (SIng) *

3.1 Abastecimiento eléctrico del norte grande *

3.2 Desarrollo histórico *

3.3 CArácteristicas del sing *

3.4 Transmisión en el SING *

3.5 Distribución en el SING *

4. Antecedentes generales del CDEC-SING *

Actividades principales del CDEC-SING *

5. Consumo en el SINg *

5.1 Características generales del SING *

5.2 Los grandeS clientes *

Minera Escondida *

Minera Collahuasi *

El Abra *

Cerro Colorado *

Minera Michilla *

Mantos Blancos *

Quebrada Blanca *

Codelco Chile *

Algunas Consideraciones respecto al sistema *

6. Calidad de Servicio en el SING *

6.1 Antecedentes de la Calidad de Servicio *

6.2 ALGUNAS SOLUCIONES *

6.3 APORTE DE LOS CLIENTES *

6.4 Evaluación costo-beneficio de tener una buena calidad de servicio. *

 

7. La interconexión SING-SIC *

7.1 FACTIBILIDAD *

7.2 Beneficios de operación. *

7.3 Beneficios por economías de equipamiento *

8. Proyectos actuales y futuros en el SING *

8.1 Gasoducto NorAndino *

8.2 Gasoducto GasAtacama *

8.3 Proyecto InterAndes *

8.4 Impacto de los gasoductos e InterAndes *

8.5 Otros Proyectos *

9. conclusiones *

10. bibliografia *

 


 

  1. Introducción

    El Sistema eléctrico del Norte Grande alimenta fundamentalmente industrias y consumo mineros, la capacidad actual del SING es aproximadamente 1200MW, representando el 19% de la capacidad instalada del país., donde el 98% corresponde a plantas térmicas.

    El crecimiento potencial del SING está dado por los proyectos mineros. Por mucho tiempo el tamaño de uno de los proyectos justificaba la incorporación total de una planta generadora.

    Así la decisión de construir una planta estaba sujeto a la concesión de un proyecto minero y viceversa.

    Al no existir reservas interanuales se establece una unión entre los costos de producción desde un año con respecto a los siguientes años. La proyección de demanda y la planificación del sistema a largo plazo es irrelevante.

    Las futuras inversiones privadas anuncian un alto grado de sobrecapacidad produciendo una importante reducción en los precios y afectan negativamente en las ganancias. Estos efectos negativos son manejados por los inversores privados que negocian posible alternativas a la sobrecapacidad, mientras se busca ajustarse a una opima planificación de expansión. Otras alternativas se barajan, como es la interconexión SIC-SING, que modifica drásticamente los esquemas de planificación que consideraban a los dos sistemas independientemente, así se debería tener un solo sistema interconectado con operación hidrotérmica.

     


  2. Descripción general del sector eléctrico Chileno

Las tres actividades principales del sector eléctrico chileno son: generación, transmisión y distribución. Todas aquellas se encuentran reguladas por la Ley General de Servicio Eléctricos, DFL N°1 de 1982 del Ministerio de Minería.

 

Las actividades del sector eléctrico se desarrolla en torno a dos grandes redes: El Sistema Interconectado Central, SIC, que cubre desde la III a la X región, abasteciendo aproximadamente el 93% del consumo de la población nacional, y el Sistema Interconectado del Norte Grande, SING, que abarca las I y II regiones, cuyos principales usuarios son empresas mineras e industriales con un alto crecimiento en los últimos años. Además existen dos sistemas eléctricos menores, el Sistema Eléctrico de Aysén y el sistema Eléctrico de Magallanes.

SIC posee una potencia instalada de 4852[MW], con un consumo anual de 23882 [GWh] del cual el 66,6% corresponde a demandas eléctricas de los grandes consumidores industriales y mineros (alrededor de 60 importantes consumidores). Por otro lado el SING, cuya potencia instalada es de 1149[MW], y un consumo de 6612[GWh] de la cual más del 80% corresponde a unos doce grandes consumidores, principalmente mineros.

 

Figura 1 : Sistema Eléctrico de Chile (SIC – SING)

 

En Chile el consumo es abastecido principalmente por dos sectores, donde el sector Térmico abastece aproximadamente el 20%, mientras que la hidroenergía el 80%.

  En cada sistema, la generación eléctrica es coordinada por su respectivo Centro de Despacho Económico de Carga, entidad autónoma integrada por las principales empresas generadoras.

El CDEC planifica y coordina la operación de las centrales de manera de asegurar eficiencia económica en el sistema. Además optimiza la operación del sistema despachando las plantas según sus costos variables de producción para abastecer la demanda eléctrica, al mínimo costo.

El sector eléctrico chileno presenta un importante dinamismo, debido a que el consumo eléctrico nacional crece a una tasa promedio anual del 8%, con un crecimiento del PIB promedio del 7.5%.

 

En el mercado eléctrico chileno se distinguen tres mercados a los cuales están dirigidos las ventas de las empresas generadoras:

Este mercado corresponde a las transacciones de energía y potencia entre compañías generadoras, desde aquellas que por señal de despacho tienen una generación superior ala comprometida por contratos (empresas excedentarias) hacia aquellas que por señal de despacho tienen una producción inferior a la energía y potencia contratadas con clientes (empresas deficitarias) . Las transferencias físicas y monetarias son determinadas por el CDEC y se valorizan, en forma horaria, al costo marginal resultante de la operación económica del sistema. En el caso de la potencia, las transferencias son valorizadas al precio correspondiente.

Está constituido por consumidores con una potencia conectada superior a los 200 kW, habitualmente de tipo industrial o minero. Se trata de clientes no sujetos a regulación de precios, quienes pueden negociar libremente los precios del suministro eléctrico con las empresas generadoras o distribuidoras. En el SIC los clientes de esta categoría representan aproximadamente 30% del consumo total de dicho sistema, en tanto que en el SING representa el 90%.

   

Corresponde al mercado de los consumidores cuyo consumo es igual o inferior a los 2000kW y que están ubicados en el área de concesión de una empresa distribuidora, de la cual son clientes. Estos consumidores residenciales, comerciales, pequeña y mediana industria, representan aproximadamente el 70% del total del consumo en el SIC. En este mercado, las ventas de las compañías generadoras están dirigidas a las empresas distribuidoras. Por existir un monopolio natural en sus zonas de concesión, los precios –denominados precios de nudo- están regulados por el Ministerio de Economía. Con el fin de asegurar su estabilidad, estos precios son determinados cada seis meses por la Comisión Nacional de Energía, sobre las base de proyecciones de los costos marginales esperados del sistema en los siguientes 48 meses en el caso del SIC, y 24 meses, para el SING.

 


  1. El sistema interconectado del norte grande (Sing)

     

3.1 Abastecimiento eléctrico del norte grande

Las dos primeras regiones del país, Tarapacá y Antofagasta, conforman un territorio conocido como Norte Grande donde predominan climas desde costeros hasta desérticos de altura, diversificados tanto por el relieve transversal como por la altura sobre el nivel del mar. Estas peculiaridades climáticas han gravitado de modo decisivo en la distribución y densidad poblacional, que se ubica principalmente en la zona costera a diferencia de los centros mineros que se encuentran mayoritariamente en la precordillera.

 

 La dispersión poblacional, como así mismo la sequedad de la zona por la escasez de agua, muestran las características muy particulares que presenta el Norte Grande para los efectos del abastecimiento de energía eléctrica, entre las cuales se puede destacar lo siguiente:

 


La distribución en el SING se realiza principalmente en los consumos mineros, junto a sus ciudades aledañas, especialmente a traves de sus propias líneas. En menor escala se tiene distribución a las ciudades del SING, especialmente a Arica, Iquique y Antofagasta, los centros urbanos más grandes del Norte.

 

  

La tabla siguiente entrega la distribución de los clientes y las empresas del sector distribución.

Tabla 4 : Distribución en el SING

EMELARI (I Región)

45,000

CLIENTES
ELIQSA (I Región)

45,000

CLIENTES
ELECDA (II Región)

95,000

CLIENTES
Total SING

185,000

CLIENTES

 

 


Antecedentes generales del CDEC-SING

  El Centro de Despacho Económico de carga del Sistema Interconectado de¡ Norte Grande (CDEC-SING) fue constituido el 30 de julio de 1993, en cumplimiento de las disposiciones legales establecidas en los artículos 81 y 91 del D.F.L. N' 1 de 1982, ley General de Servicios Eléctricos, y de las contempladas en el Decreto Reglamentario No 6 de 1985, del Ministerio de Minería, teniendo corno misión fundamental coordinar la operación del sistema correspondiente.

Actividades principales del CDEC-SING

  Dado que el sistema debe ser operado de modo de obtener el mínimo costo global para el conjunto de las instalaciones del sistema, y considerando que el SING es un sistema fundamentalmente térmico, el despacho de las unidades generadoras se realiza siguiendo un orden creciente del costo variable de generación de las mismas.

  El costo variable de cada unidad generadora se determina como el Producto de su consumo específico de combustible por el precio del mismo, más un costo variable no combustible, correspondiente fundamentalmente a repuestos Y lubricantes. Para poder comparar adecuadamente estos costos variables, ellos son referidos al centro de carga del sistema (S/E Crucero, 220 kV), mediante el uso de factores de Penalización, los cuales toman en consideración las pérdidas increméntales de transmisión.

Se determina una vez a la semana un programa de generación en el cual, considerando la previsión de demanda, los programas de mantenimiento de las unidades generadoras y del sistema de transmisión, las limitaciones técnicas de las unidades generadoras (potencia máxima y mínima, tiempo de puesta en servicio, tiempo mínimo de permanencia en servicio, etc.) y la tabla de costos variables Ordenada en forma creciente, se despachan las distintas unidades generadoras de modo de minimizar el costo total de abastecimiento. Sobre la base de esta programación semanal, diariamente se elabora un Programa Diario de Generación, el cual toma en cuenta la última información disponible. Finalmente, los despachos de Carga de las empresas integrantes se coordinan línea para ejecutar el programa diario, realizando en tiempo real las correcciones necesarias para absorber, las variaciones que se produzcan con respecto a lo programado.


 

Consumo en el SING

CONSUMO EN 1997:

23882 GWh
TASA MEDIA ANUAL 1997-2000

8.50%

 

BAJA

MEDIA

ALTA

1997

890

909

932

1998

1.011

1.147

1.232

1999

1.042

1.195

1.388

2000

1.077

1.230

1.490

2001

1.107

1.260

1.524

2002

1.133

1.301

1.525

2003

1.162

1.326

1.557

2004

1.208

1.366

1.580

2005

1.312

1.374

1.686

2006

1.425

1.425

1.708

2007

1.547

1.547

1.701

2008

1.680

1.680

1.689

2009

1.825

1.825

1.825

2010

1.982

1.982

1.982

2011

2.152

2.152

2.152


 

 

 

 

 

 

 

 

La tabla siguiente da a conocer los grandes clientes del sistema Electrico del Norte Grande, y sus respectivos contratos de suministro.

Yacimiento/empresa

Consumo máximo

Proveedor

Fecha vencimiento contrato
Zaldivar y lomas Bayas escondida

110 Mw

Gener

2008
Escondida

104 MW

Norgener

2008
 

58 MW

Edelnor

2016
Collahuasi

110 MW

Endesa

S/I
Mantos Blancos

33 MW

Edelnor

S/I
Michilla

22 MW

Edelnor

2006
Cerro Colorado

22 MW

Edelnor

2004
 

15 a 20 MW

Endesa

2007
El Abra

92 MW

ElectroAndina

2007
Quebrada Blanca

32 MW

Autoproducción

-

S/I: Sin información.

 


 

Los grandes clientes

 

Minera Escondida

Es la mina de cobre más grande del mundo y se ubica en la II región a 160 km. Al sureste de Antofagasta. Comenzó a operar a fines de 1990 y produce un promedio de 840.00 toneladas de cobre y 5500 kilos de oro.

Actualmente es abastecida por Norgener (104 MW) y Edelnor (58 MW). Además cuenta con equipos de emergencia los cuales son cuatro generadores diesel que suman 3.2 MW. Los principales consumos de energía en la mina son los molinos de molienda, bombas de pulpa y la propia mina.

La mina recibe la energía eléctrica a través de dos líneas de transmisión de 220kV que se conectan al SING en las subestaciones Mejillones y Crucero. El tendido de lpineas que va desde Mejillones a la mina pertenece a escondida, mientras que la otra línea es de propiedad compartida con la minera Zaldivar. Además existe una línea auxiliar que alimenta la planta de cátodos de Coloso.

La empresa posee una planta de óxidos que produce 125.000 toneladas anuales de cátodos de cobre. Esta planta requiere de entre 40MW y 50MW de potencia.

La empresa amplió la planta concentradora de 115.000 tpd. A 175.000 tpd. Para compensar la caida de la ley del mineral en los proximos años, lo que suma el poryecto Escondida Norte, un deposito ubicado a 5 km. de Escondida, al norte de la mina Zaldivar.

 

Minera Collahuasi

El proyecto Doña Ines de Collahuasi explotará tres depósitos – Rosario, Ujina y Huinquintipa – y tiene reservas estimadas en 1.600 millones de toneladas de mineral con 0.98% de cobre.

Estas instalaciones requieren de una potencia de 35MW (25.200 MWh por mes). Cuando la mina entre a operar en régimen , requiere de una potencia media de 100MW, lo que significa un consumo de 72.00 MWh mensual. Esta cifra se proyecta que aumentará a 154MW en el año 2006.

Las instalaciones que más potencia consumen son el procesos de molienda y el de electro-obtención de cátodos, que suman 40MW o sea el 40% del total de la mina.

Se estima que el abastecimiento eléctrico de la mina corresponde al 8% de los costos totales.

La empresa firmó un contrato de suministro con la filial de Endesa, Compañía Electrica de Tarapacá, a 20 año splazo, que contempla felxibilidades en materias de la cantidad de energía a ser suministrada y toma en cuenta las fluctuaciones que puedan existir en materia de consumo. Este acuerdo comprende suministro a a partir de marzo 1996 con la isntalación de grupos generadores de 1,6MW. A fines de 1996 la mina se conectó al SING para recibir electricidad durante el periodo previo a la puesta en marcha. Actualemente el consumo de energías es de aproximadamente de 5000 MWh mensual

Para el abastecimiento de Collahuasi se construyó una central termoeléctrica a Carbón de 150 MW, con una turbina de respaldo de 25 MW. Esta central está ubicada en el sector de Punta Patache, a unos 65 km al sur de la ciudad de Iquique.

Este abastecimiento consiste en un sistema de transmisión asociado de 500Km. De líneas, la subestación Crucero y Lagunas para mejorar el sistema actual. La empresa además cuenta con un muelle para la descarga de combustible. La inversión total del proyecto asciende a los US$250 millones.

La energía llega a la subestación principal collahuasi a través de dos líneas de 220 kV desde la subestación Lagunas del SING. La subestación principal de Collahuasi es de 220/23 kV y contempla 37 transformadores de poder de 60/80/100 MVA cada uno. Se distribuye en 23kV al interior del complejo industrial a través de líneas que suman aporximadamente 80 km.

 

El Abra

El Abra es un joint venture entre Cyprus Amax Minerals Company (51%) y Codelco-Chile (49%), que comenzó a producir en Agosto de 1996 y pretende explotar 800MMt de mineral por un periodo de 17 años.

 

 

El consumo actual de energía eléctrica asciende a 55.000.000 KWh al mes, lo que implica una potencia máxima de 92 MW. El yacimiento es abastecido por ElectroAndina, con lo cual la empresa tiene un contrato por 13 años y un mes que entrí en vigencia en diciembre de 1994, con una potencia de hasta 150MW.

La energía del proviene del SING, especificamente desde la subestación Crucero a través de una línea de 220kV, y es entregada en la subestación El Abra. La empresa cuenta además con motores diesel que suman 4MW para generación propia de emergencia, a lo que se suman 5MW generados en las correas de transporte de carga desde el chancado primario al chancado fino a 8000 TPh.

 

Cerro Colorado

Cerro Colorado pertenece a Rio Algom y entró en operación en 1994. Se ubica a 12 km. de Mamiña (I región) y a 120 km. de Iquique. La mina tiene vigente un contrato desde 1992, un contrato de suministro eléctrico con Edelnor por una demanda máxima de 22,5MW, lo que se traduce en un consumo eléctrico de 13,5 GWh al mes. El acuerdo no incluye garantías en caso de cortes y tiene un sistema de reajustes trimestral. El cargo por potencia está afecto según formula por la variación del Consumidor Price Index (CPI) de Estados Unidos, en tanto, el cargo por energía está afectado según formula por variaciones del precio del carbón, con base 6.000 Kcal/kg., poder calorífico inferior, por el fuel oil N°6 y por el petroleo diesel, todos con diferente ponderación en la formula de reajuste. Las ponderaciones de la fórmula de reajuste se revisan anualmente.

La energía se obtiene en el nudo Pozo Almonte del SING a través de una línea propia de 110kV y 61 kilometros de longitud hecha con estructuras de hormigón armado de 18MT de altura. El tendido, que fue energizado en agosto 1993, llega al patio de 110kV en la subestación Pozo Almonte.

Además la mina cuenta con 900kW de generación propia, se trata de tres grupos diesel de 350 kVA sincronizables, que se utilizan cuando se produce pérdida del sistema de alimentación o en casos de mantenimiento, para servicios de emergencia y esenciales.

Los planes de expansión desde 60.000 a 100.00 toneladas de cátodos al año, requiere del orden de 10 a 12 GWh en energía y 15 a 20 MW en potencia. EL contrato de suministro, que empezó a regir desde 1998, se lo adjudicó Endesa y culmina el 2007.

 

Minera Michilla

Michilla explota varios yacimientos de los cuales el más importante es Lince, que en 1995 extrajo 2.143.104 toneladas de mineral con aproximadamente 1.6% Cu. Además cuenta con varias minas subterraneas que aportaron 633.423 toneladas de mineral en 1995.

La operación de Michilla tiene una demanda máxima de 22MW y un consumo de aproximadamente 12.700.00 kWh mes, energía que proporciona en su totalidad Edelnor. La conexión al SING es a través de una línea de transmisión de 110kV que llega a la subestación Lince.

 

El contrato con la empresa generadora comenzó el 1 de Diciembre de 1995 y culmina el 30 de junio del año 2006 con revisión cada dos años.

La mina dispone de siete turbogeneradores para alimentar consumos de emergencia en caso de corte de energía, que tienen una capacidad de generación de aproximadamente 5.600 kVA.

 

 

 

 

En caso de fuerza mayor y fallas en el SING, EDELNOR queda liberada de toda responsabilidad. Para las interrupciones no programadas, la compensación por falta de suministro ascenderá a 200% del valor hora de la tarifa del ítem energía, siempre que la interrupción exceda 30 minutos. Las interrupciones inferiores a 30 minutos no dan lugar a compensación. Para el caso de interrupciones programadas, la compensación es de un 50% el valor hora de la tarifa energía, siempre que la interrupción exceda 30 minutos. El exceso de 12 horas se compensará en un 200%.

 

Mantos Blancos

Mantos Blancos se ubica a 45km al noreste de Antofagasta y está compuesto por dos rajos abiertos (Elvira y Tercera), además de una mina subterranea (Nora Marina). En 1996 comenzó a producir el poryecto Santa Bárbara que unió los rajos y elevó las reservas desde 52 MMt a 119MMt.

Para operar las instalaciones, la empresa contrató suministro de energía con Edelnor, que abastece el consumo asciende a 20.300.000 kWh al mes, con una demanda máxima de 33 MW al mes.

Mantos Blancos entregó en arriendo a Edelnor las máquinas de generación propia que suman una capacidad instalada de 28.640 kW. Desde sus incios en 1961, la mina se autoabastecia, pero hoy se encuentra conectada al SING mediante una línea simple de 220 kV y 66kV que sale de la subestación Chacaya.

 

  

Quebrada Blanca

Quebrada Blanca está situada en la comuna de Pica (I Región ) y tiene un zona de mineral primario y otra secundaria. La demanda de electricidad de la faena es de 32MW, lo que significa un consumo de 250 GWh al año y representa entre el 20% y 25% del costo total de operación. Cerca del 70% de la energía la requiere la electro-obtención. El resto se utiliza en distintas operaciones como son el chancado y bombeo de solución.

La mina no está conectada al SING, ya que es abastecida por una planta de fuerza de la propia compañía, que cuenta con diez grupos Diesel de 4,5Mw cada uno que suman 45MW de potencia.

La ventaja del sistema de autoproducción es que la calidad de servicio es muy alta, ya que es poco probable que se produzca algún problema grave, porque los diez grupos funcionan independientemente y están separados en dos unidades o sectores.

El calor residual de los equipos de generación, que suman cerca de 27MW, se utiliza en el proceso metalúrgico para calentar las soluciones de la lixiviación, pues es necesario mantener una buena temperatura en el proceso para acelerar la acción de las bacterias. Además del calor que proviene de de estos grupos, las instalaciones cuentan con otras dos calderas que producen unos 17MW y calientan la solución irrigante.

 

Codelco Chile

Como el mayor productor de cobre en el mundo, la estatal chilena Codelco es también eñ mayor consumidor de energía eléctrica en este país. A través de las cuatro divisiones que operan en la actualidad – Chuquicamata, El Teniente, El Salvador y Andina- la empresa demanda una potencia máxima cercana a los 700 MW. Es decir la empresa minera requiere actualmente del 10% de la capacidad eléctrica instalada en todo Chile.

La división más relevante, debido a su tamaño, es Chuquicamata. Para llevar a cabo su actividad, la división requiere un consumo anual de energía de 2.300 GWh, con una demanda máxima de potencia de 291MW, de los cuales 2% es generación propia.

EL mineral Chuquicamata entró en operación el año 1915, lo que dio origen a la construcción y puesta en servicio de la central Termoeléctrica Tocopilla, como única opción para abastecer los requerimientos de energía eléctrica del mineral, en el concepto de la autogeneración.

El suministro de energía se inició con una potencia instalada de 40MW en Central Tocopilla y con el tendido de una línea de simple circuito en 110kV entre Tocopilla y Chuquicamata. Más tarde se amplió el sistema de tranmisión con más circuitos de 110kV, completando en 1980 un total de cuatro circuitos entre ambas localidades.

En Febrero de 1987, Codelco-Chile creó la división Tocopilla par administrar en forma separada la central. Así, Chuquicamata dejó de ser autogenerador y se establecieron las modalidades para las prestaciones de servicios y transferencias de valores interdivisionales. En Noviembre del mismo año comenzó a operar el SING, con la construcción y puesta en servicio de la subestación Crucero y una línea de doble circuito de 220kV entre Crucero y el yacimiento, quedando interconectado a la red troncal del sistema.

La central termoeléctrica del yacimiento tiene como principal propósito entregar energía eléctrica a los consumos críticos de la fundición de concentrado y planta concentradora, especialmente cuando ocurre una interrupción total desde el SING.

Para la generación de vapor utilizan los gases calientes que provienen del horno flash de la fundición y se complementa con calderas a petróleo para mantener una potencia firme de 6MW.

La otra parte de la energía que utiliza Chuquicamata se la compra a ElectroAndina, dueña de la Central Termoelectrica Tocopilla. EL contrato con la eléctrica es por un periodo de 14 años a partir de 1996. Este contrato contempal un ajuste semestral de precios, mediante un polinomio que considera principalmente la variación de precios de los combustibles. Las garantias y obligaciones de las partes tienen que ver con el control del factor de potencia medio mensual, disponibilidad anual del suministro de energía eléctrica, regulación de frecuencia y voltaje, mantenimiento del sistema de transmisión, la coordinación técnica de las operaciones del sistema y el cumplimiento de lo estipulado en el DFL N°1. Además a partir del año 2002 la división tiene proyectado un aumento de la demanda para lo cual requerirá contratar más suministro eléctrico.

La demanda máxima puede alcanzar a 310MW, la que se registra en períodos de integración de 15 minutos y se factura mensualmente mediante un procedimiento similar a la demanda máxima leída.

La compra de energía eléctrica en Chuquicamata ocurre el los portales de entrada de las líneas de transmisión (propiedad del proveedor) y llega a las subestaciones principales de la división, en los niveles de tensión de 100kV y 220kV. La electricidad se recibe por cuatro circuitos de 110kV, que constituyen dos líneas de simple circuito y una línea de doble circuito, procedentes de la central Tocopilla, y por dos circuitos de 220kV, que constituyen una línea de doble circuito, procedente de la estación crucero del SING (interconexión principal)

 


Algunas Consideraciones respecto al sistema

 

Desde el punto de vista de los grandes consumidores, en los últimos años el SING ha sufrido importantes cambios que en algunos aspectos han beneficiado a los clientes y en otros han perjudicado.

 

Cuando Cerro Colorado llevó a cabo la negociación para el abastecimiento eléctrico el escenario era muy distinto, ya que en esa época no existia el CDEC-SING, había muy poca experiencia en el mercado abastecedor y con aportes reembolsables de Compañía Minera Cerro Colorado a Edelnor para la central térmica en Mejillones que comenzó a operar desde 1995.

Los principales cambios que ha sufrido el sector electrico en la zona en los últimos años son el explosivo crecimiento de la demanda de energía, y por tanto, de la oferta.

El aumento de la competencia en la oferta de energía, acompañado de una reducción de los precios; deterioro de la calidad del suministro por inadecuada reserva de potencia y por pocos resgurados técnicos, en sentido de una coordinación técnica que vele por los resguardos necesarios de seguridad y confiabilidad, ya que el CDEC se ha constituido en un ente regulador eminentemente económico.

La capacidad de generación no ha crecido en la forma adecuada para soportar a todos los grandes clientes del sistema. En la eventualidad de la salida de operación de una máquina importante, el SING no está preparado para absorber las perturbaciones que se inyectan al sistema.

 

El ingreso de nuevos generadores al SING ha producido una notoria disminución de los precios de la energía.

En todo caso, Michilla no ha analizado como se beneficiaria con la llegada del gas natural. En todo caso dio a conocer que una disminución de un 15% en el precio de la electricidad producirá una baja de aproximadamente 2% en los costos de producción.

Según Mantos Blancos, uno de los principales cambios que ha sufrido el sistema en los últimos diez años ha sido la competencia en generación, lo que ha provocado competencia en los precios y en la calidad de servicio.

Uno de los temas importantes para los consumidores grandes del SING, es lo respecto a sus negociaciones, debido a que son clientes libres, estos negocian la forma de suministro. Así la empresa se compromete a suministrar de mejor forma logrando una adecuada calidad de servicio, lo que se negocia con las empresas generadoras por parte de los clientes libres son:

 

  

 

Para lograr un adecuado abastecimiento, la CNE realiza un estudio de plan de obras, según sus estudios de proyección de la demanda, el siguiente cuadro muestra las posibles construcciones de centrales para el SING.

PLAN DE OBRAS

Nombre Central

Propietario

Año puesta en servicio

Tipo de Turbina

Potencia instalada
Mejillones 2

Edelnor
1998 Vapor-Carbón 150,000
Patache

Celta
1998 Vapor-Carbón 141,000
CC1 Gas Atacama

Gas Atacama
1999 ciclo-combinado 369,400
CC2 Gas Atacama

Gas Atacama
1999 ciclo-combinado 369,400
TGAS1 Interandes

Gener
1999 ciclo-abierto (1) 203,000
TGAS2 Interandes

Gener
1999 ciclo-abierto (2) 203,000
TVAP. Interandes

Gener
1999 ciclo-vapor (3) 227,000
CCOMB Norandino

Electroandina
1999 ciclo-combinado 380,000
(1) Primera etapa de la central Interandes de Gener
(2) Segunda etapa de la central Interandes de Gener
(3) Tercera etapa de la central Interandes de Gener

 

Esta se realiza cada dos años, debido a que la construcción de nuevas centrales se basa principalmente en la puesta en marcha de los proyectos de los grande clientes.

 

 


 

  

Calidad de Servicio en el SING

La calidad de suministro eléctrico es una problema que desde hace mucho está candente en el Sistema lnterconectado del Norte Grande de Chile (SING).

En la ley no está contenida una definición precisa y clara de seguridad de suministro. Gran parte de los problemas se deben a que la visión de los actores del sistema es diferente.

Según Norgener, la seguridad de suministro está pensada y orientada al abastecimiento del sistema con una adecuada calidad de servicio, tanto en el largo como en el corto plazo.

 

Desgraciadamente se tiende a confundir seguridad global del sistema con una continuidad de suministro que es una situación transitoria e instantánea frente a contingencias que todo sistema está expuesto a sufrir en el tiempo. Es necesario sufrir cortes temporales en virtud de satisfacer el sistema en el largo plazo a un costo razonable. Podría haber 100% de continuidad de suministro, pero el costo sería tener todo el sistema redundante y obviamente no todos los consumidores estarían dispuestos a ello.

 

  1. Antecedentes de la Calidad de Servicio

    En sus inicios y hasta mediados de los '80 en las Regiones de Tarapacá y Antofagasta sólo existían sistemas aislados de las distintas ciudades y de algunos clientes mineros. Después se construyeron líneas de interconexión y en 1987 se inauguró el SING. En 1995 existía un sistema más integrado, que hoy es bastante más enmallado, con múltiples puntos de inyección y generación eficiente a vapor-carbón.

     

     

     

    Sin embargo, aún es un sistema pequeño que tiene una demanda de alrededor de 1.000 MW y una potencia neta instalada de unos 1.500 MW, mientras las máquinas son del orden de 150 MW cada una. A ello se suma que el 87% de los consumos proviene del sector minero-industrial, con grandes bloques de demanda.

    Las empresas mineras reclaman que el sistema ha tenido un crecimiento inarmónico, es decir, que se han hecho instalaciones demasiado grandes respecto al sistema total, en beneficio de la eficiencia. Si falla alguno de los equipos afecta a todo el sistema.

    El sector minero espera que el sector eléctrico, le entregue una calidad técnica que posibilite una operación exenta de riesgos, un diseño de ingeniería más simple y que introduzca menores costos. Por lo tanto es fundamental la confiabilidad en el suministro.

    En los años 1994 y 1995 ocurrieron varias fallas en el SING. En el 96 se produjeron cuatro 'black out' en el sistema, de los cuales uno fue por desconexión de generación y tres por desconexiones de sistema, principalmente S/E importantes. Además, la Unidad 1 de Mejillones, de propiedad de Edelnor, presentó bastantes fallas, lo que ahondó el problema de continuidad de servicio.

    En 1997 hubo dos 'black out' en el sistema. En esos casos, los problemas fueron a causa de fallas en el sistema. Además, hubo otras veintisiete fallas de unidades generadores, algunas de transmisión y también en las instalaciones de los consumos.

     

  2. ALGUNAS SOLUCIONES

    Para controlar de mejor forma estos eventos es necesario analizar el problema de estabilidad del sistema ante pérdidas de generación, coordinar de mejor manera las protecciones entre los distintos actores del sistema, preocuparse de los tiempos de recuperación del sistema y de los servicios. También que una de las mayores fuentes de problemas es la gran dependencia de la subestación Crucero como la única S/E fuerte en la zona.

    El SING es casi 100% térmico, lo que tiene un componente importante en el manejo de la pérdida de generación, que es la reserva en giro. Las unidades térmicas son de respuesta más lenta respecto a las hidroeléctricas ante variaciones de generación, como pérdida de carga. En el SING, lo máximo a que se puede aspirar actualmente, por regulación de frecuencia, es una reserva en giro de unos 30 MW ó 40 MW, y eso significa un 4% de la generación que es capaz de reaccionar en forma instantánea ante variaciones de generación y consumo.

    La liberación de carga en forma automática es la única medida para evitar los 'black out'. Pretender buscar soluciones alternativas como tener inversiones redundantes, es inevitablemente más caro que las pérdidas de suministro. El problema es que aun no se ha logrado que se instale suficiente liberación de carga por parte de los clientes.

    Ante perturbaciones de un sistema, se requiere restablecer equilibrios entre la potencia generada y la demandada, en tiempos que sean inferiores a 0,5 segundos ó 0,6 segundos. Las máquinas restablecen el equilibrio en forma automática, pero demoran entre 2 y 3 segundos en hacerlo efectivo, tiempo inaceptable cuando la frecuencia ha bajado de 48 Hz, pues a esas frecuencias las máquinas generadores sufren daños en la vida útil de la unidad. Por esto, el diseño incluye protecciones que desconectan la máquina para evitar el daño. Esto provoca una situación en cascada, ya que se aumenta el déficit de potencia y con ello se produce el temido 'black out'. Por lo tanto, esto va a seguir ocurriendo mientras no haya una conciencia general de que tiene que haber una cantidad de potencia, hecha por escalones, para botar carga en forma automática y rápida.

     

  3. APORTE DE LOS CLIENTES

    Una buena coordinación entre clientes y generadores ha salvado al Sistema Interconectado Central (SIC) varias veces de apagones. Se ha bajado carga, a través de la desconexión de determinadas distribuidores o clientes libres y con eso se ha evitado la caída total del sistema.

    El Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC~SING) realizó estudios que indicaron que con una reserva de un 4%, era suficiente para evitar problemas mayores en el sistema. El mismo estudio recomendó que los clientes debieran tener un esquema de relés de baja frecuencia, elegido por ellos mismos, de manera que los consumos que no les provoquen problemas graves de producción, puedan estar en primer lugar, para botar cargas. Todo esto, según el estudio, no debería superar el 15 % de la demanda total y por su puesto, en escalones. Una solución que no se ha implementado, ya que el 50% de los consumidores tienen instalados relés de baja frecuencia, y el otro 50%, 0 lo tiene y no lo opera, o lisa y llanamente no lo tiene.

    En el Norte Grande es necesario utilizar sistemas más inteligentes que los relés de baja frecuencia para hacer el manejo de las protecciones. Los nuevos métodos pueden no sólo mirar la frecuencia del sistema para tomar una decisión de desconexión de un bloque de carga o eventualmente un generador. Existen también métodos de telecomunicaciones que permiten soluciones preconcebidas de liberación de carga frente a determinados eventos con el fin de mantener la continuidad del servicio.

    Los consumidores ya han hecho su aporte en el tema de escalones de frecuencia y lo que preocupa es el crecimiento inarmónico del sistema.

    Si ese desarrollo es inarmónico, significa que ha sido la solución más económica desde la perspectiva privada. También que unidades de 150 MW no son excesivamente grandes para un sistema que hoy tiene alrededor de 1.500 MW y dentro de poco ascenderá a 3.000 MW de capacidad instalada. Lo importante es que todo sistema tenga a su vez unidades más pequeñas para dar potencia en punta, lo que se llama el margen de reserva teórico de potencia, que para este sistema está considerado en 50 MW.

      

    Cada empresa, hace un aporte responsable a un desarrollo que tienda hacia lo armónico y el resultado de su aporte se ve verificado en el nivel de despacho que le da el CEDEC, dado que la función primordial del CEDEC es la seguridad del servicio. Creo que las empresas también pueden verificar si los proyectos van en la dirección correcta según la respuesta de sus clientes. Estos tienen que premiar a quien va en la dirección correcta respecto al desarrollo armónico del sistema y castigar a quien no.

    Otro aspecto que conviene revisar es el de los tiempos de recuperación del sistema cuando hay problemas. Hoy se han verificado tiempos de respuesta de más de ocho horas, en algunos casos. Explicó que la forma de disminuir el tiempo de recuperación del sistema debe ser una solución económica global y se consigue localizando consumos y formando islas. Si hay zonas de consumo bien identificadas y concentradas, es posible configurar islas en la operación física del sistema, que permitan, frente a una caída del sistema, que ésta sea parcial. Si quedan funcionando ciertas islas, incluso ayudan a que la recuperación del sistema sea más rápida y de mejor forma.

    La S/E Crucero es la mayor del sistema donde está concentrado el consumo y la generación. De modo tal que hoy, una desconexión de esta subestación inevitablemente arrastra a todo el sistema. Por lo tanto, también ayudaría una desconcentración del sistema de Crucero. Cuando se concrete la interconexión SING-SIC se podría formar o generar en la parte sur del SING una S/E más fuerte que permita tener suministros alternativos.

    Por lo tanto hay que mirar el concepto de continuidad de servicio desde un punto de vista macro. Es natural que las contingencias se produzcan, por lo que hay que minimizar el impacto de cada una de ellas, vía la liberación de carga, formación de islas, recuperación rápida del sistema. Todo ello, mediante una mejor coordinación entre los actores.

     

      

  4. Evaluación costo-beneficio de tener una buena calidad de servicio.

Surge la necesidad de hacer una evaluación desde el punto de vista costo-beneficio: Hay que establecer el monto adicional que cada cliente está dispuesto a pagar por tener una determinada seguridad de suministro, considerando la continuidad.

En el Reglamento Eléctrico actualmente vigente, las exigencias de calidad de servicio recaen sobre el distribuidor, pero no establecen responsabilidades a los transmisores y generadores. Dijo que particularmente en este sistema, donde cerca del 90% de los clientes son libres y tienen la facultad de negociar y exigirle lo que quieran al suministrador, el problema de fondo va a ser el precio. "Si los mineros quieren que les paguen el costo de falla cada vez que se les corta el suministro, aunque sea por dos minutos, tienen la entera posibilidad de negociarlo. Por lo tanto, la responsabilidad está en los consumidores y generadores.

El problema es una combinación entre costo, riesgo e inversión. En las licitaciones de los últimos contratos, el precio es la variable que más ha pesado para los clientes, no la seguridad. Según el ejecutivo de Gener puede haber productores que bajo ninguna circunstancia estén dispuestos a botar carga, mientras otros que si estén dispuestos, solo si les dan un incentivo económico.

Se puede diseñar un ranking, que señale a qué precio están dispuestos a salir cada uno de los consumidores. Mientras no tenga precio este bien, no hay mercado y si no hay mercado no tiene solución. Salvo que alguien lo determine por decreto y, aparentemente, eso tiene que ser materia legal. Otra alternativa es tomar seguros para pérdidas de producción.

 


La interconexión SING-SIC


  Los beneficios por operación de la línea pueden definirse como aquellos que resultan de los flujos de energía entre ambos sistemas, una vez determinadas las instalaciones de generación y transmisión en cada uno de ellos. Desde ese punto de vista, se les puede considerar como los retornos a corto plazo de la interconexión.

 

En sistemas mixtos hidráulicos - térmicos como es el SIC y Térmico como lo es el SING, los beneficios derivaban fundamentalmente de una operación más económica de los equipos existentes mediante el aprovechamiento de la diversidad horaria y estacional de la demanda e hidrología y de las diferencias de rendimiento y costo de combustible en las unidades termoeléctricas. La operación coordinada de los dos sistemas se traduce en un ahorro de combustible que puede ser evaluado.

Es evidente que para un período determinado, los beneficios de operación dependen fundamentalmente de:

 

 

 

 

Otra de las ventajas de una interconexión desde el punto de vista operativo consiste en el mejoramiento de la seguridad de servicio instantánea frente a fallas repentinas de centrales o líneas de transmisión. Sin embargo, estas fallas pueden ser de distinta naturaleza, gravedad, y producirse en circunstancias muy diversas, con lo que se hace difícil medir económicamente el incremento de seguridad resultante.

 

 Beneficios por economías de equipamiento

  Entre los beneficios más importantes de una interconexión se encuentran aquellos relacionados con la complementación en el equipamiento de los sistemas que se interconectan.

 

 

 

 


Proyectos actuales y futuros en el SING

 



Proyecto InterAndes


Dado que todos los proyectos se están realizando o se realizaron, queda uno pendiente (gasoducto NorAndino), se espera que se provocará una sobreoferta de gas de más de 1000 MW en el sistema, contando con que todas las plantas a petróleo y carbón, incluso las más eficientes, quedan fuera de servicio.

Se espera que para el año 2000 cuando el SING cuente con los tres proyectos, en el sistema quedará marginando una central a gas y al menos 500 MW de ciclo combinado no serán despachados, lo que baja ostensiblemente las rentabilidades.

 

Hasta no conocer el factor de penalización, no se sabrá quien lidera, pudiendo ser las plantas de ElectroAndina, GasAtacama, Edelnor, o las plantas de InterAndes. Sin embargo ElectroAndina y Edelnor aseguran estar cubiertos por sus contratos. En tanto, Endesa se empeña por conseguir más acuerdos.

¿Quiénes venderán realmente el gas, quienes despacharán sus centrales y quiénes venderán energía con ganancias? La respuesta se conocerá cuando todas las máquinas comiencen a operar. Las perdidas las asumirán los accionistas de cada una de las compañías y entre ellos se encuentra una gran parte de las Administradoras de Fondos de Pensiones chilenas.

 

Empresa

Capacidad que instalará a gas

Capacidad comprometida *

Excedente
ElectroAndina

800 MW

648 MW

152 MW
Edelnor

250 MW

362 MW

-
GasAtacama

740 MW

230 MW

510 MW
Gener

630 MW

110 MW

520 MW

* Incluye consumos vigentes y consumos comprometidos aún no vigentes.

 

Proyecto

Consumo

Escondida

150 MW

Collahuasi

115 MW

R. Tomic

80 MW

Refinería

70 MW

Q.Blanca

35 MW

SQM (Coya, M. Elena)

35 MW

Lomas Bayas

35 MW

Amp. Zaldivar

30 MW

Amp. C. Colorado

30 MW

Tesoro

25 MW

Total

605 MW

Fuente: Celta

 


Otros Proyectos

 

A fines de 1998, la generadora del norte de Chile, Edelnor, comenzó a desarrollar una línea de alta tensión para abastecer a Altonorte (ex Refimet). Adjudicó a Cegelec Ceskat del grupo Alstom las obras de subestaciones, tanto en el extremo de la nueva S/E Capricornio (ubicada sobre la línea de 220 kV Chacaya-Mantos Blancos también de Edelnor) como en la S/E del cliente. En tanto, Abengoa Chile se adjudicó las obras de las líneas de transmisión.

 

 

 

 

 

El proyecto se requiere para abastecer la ampliación en la actual planta de fundición de concentrados de cobre, ubicada en Carretera Panamericana Norte km 1.348. Contempla la construcción de una línea de 110 kV con una longitud de 44,1 km, con conductores de aluminio tipo Darien y una capacidad nominal de 80 MVA. Tendrá los paños asociados a las SS/EE Capricornio y Altonorte. También se aumentará la capacidad de la actual línea de transmisión de propiedad del cliente, junto con un paño para esta línea en la S/E de Altonorte.

La nueva línea Capricornio-Altonorte nace en la S/E 220/110 kV Capricornio, ubicada junto a la estructura Nº 132 de la línea de 220 kV Chacaya - Mantos Blancos, a 55 km de Mejillones. El otro extremo de la línea llega a la barra de 110 kV de la S/E receptora, ubicada en la Planta Altonorte.

A parte del proyecto más importante de ElectroAndina, la interconexión SIC-SING, ElectroAndina contempla un proyecto denominado La Negra – Antofagasta que consiste en la instalación de plantas generadoras y líneas de transmisión que potencien esa zona con fuerte desarrollo.

Por último, la eléctrica hacia Agosto de 1998 estaba instalando un nuevo sistema de control de adquisición de datos, que permitirá tener un mejor control de la generación de unidades propias de ElectroAndina y controlar la interconexión SING – SIC. El Proyecto SCADA también mostrará los estados de operación de líneas de transmisión, agilizará la recuperación de suministro en caso de 'blackout' y permitirá mostrar las variables eléctricas de los clientes de ElectroAndina.

 


Conclusiones

El sistema eléctrico del Norte Grande desde sus comienzos estuvo vinculado al suministro industrial y minero, es por esto que su crecimiento ha dependido directamente de los proyectos de estos grandes consumidores. Así es necesario contar con la adecuada planificación de crecimiento del sistema, debido a los problemas y pérdidas económicas que generaría a estas empresas las fallas en el suministro de energía.

Uno de los problemas que se presentan es que las unidades al ser de gran tamaño al caerse u8na de ella produce un gran problema en la calidad de servicio.

Debido a la poca importancia que se le ha dado a la seguridad del sistema este se ha mantenido inestable, y los generadores no han cumplido con los contratos establecidos.

Por lo tanto se hace indispensable la creación de un CDEC-SING independiente que se preocupe de los estudios técnicos y la coordinación no sólo económica, sino también preocupado de la calidad de servicio.

Cuando a fines de 1999, estén funcionando los dos gasoductos y la interconexión InterAndes se prevee un exceso de oferta para el SING, así indudablemente las empresas involucradas van a sufrir pérdidas, y el que tenga más contratos asegurados es el que va a poder subsistir, mientras tanto los ejecutivos de las empresas involucradas defienden sus proyectos, aludiendo que su elección es la más rentable. Una posible escapatoria para los proyectos es la interconexión SIC – SING, la que va a permitir vender el exceso de oferta a través de contratos o mediante el mercado spot, sin dejar de considerar que la le generación hidroeléctrica es mucho más barata que la generación termoeléctrica, y en que en este caso, las empresas generadoras van a incurrrir en costos adicionales, debido a los peajes por parte de las empresas transmisoras, en este caso, ElectroAndina y Endesa, que también son participantes en los proyectos.


Bibliografia