El Coordinador Eléctrico Nacional concluyó que el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) dispone de márgenes suficientes de potencia reactiva para evitar escenarios de colapso de tensión en todos los casos analizados, según los resultados preliminares de su Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva.
El informe señala que el sistema cumple de manera generalizada con las exigencias establecidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS), tanto bajo condiciones normales de operación como en escenarios de alerta. Sin embargo, advierte que la red enfrenta requerimientos cada vez más elevados de reservas de potencia reactiva para mantener niveles adecuados de estabilidad y control de tensión.
Reservas cercanas a 1.000 MVAr en zonas críticas
Uno de los principales hallazgos del estudio es que las necesidades de reserva de reactivos en régimen permanente alcanzan niveles significativos en distintas zonas del país.
Según el documento, los requerimientos totales se aproximan a los 1.000 MVAr en sectores del Norte Grande, Norte Chico y Sur, situación que responde a características estructurales propias del sistema eléctrico chileno.
Entre ellas destacan la extensa configuración longitudinal de la red, las grandes distancias de transmisión, la concentración geográfica de la generación y el consumo, así como la distribución desigual de los recursos de compensación reactiva disponibles.
Parinacota aparece como uno de los puntos más sensibles del sistema
Para analizar estas condiciones, el Coordinador dividió el territorio en cinco Áreas de Control de Tensión.
Dentro de ellas, el estudio identificó a la subestación Parinacota 220 kV, en el Norte Grande, como una de las barras eléctricas más sensibles frente a contingencias asociadas a la desconexión de la línea Cóndores–Parinacota. De acuerdo con el análisis, pequeñas variaciones en los requerimientos de potencia reactiva podrían provocar que los niveles de tensión salgan de los rangos operacionales aceptables, obligando eventualmente a aplicar medidas extraordinarias de control para preservar la estabilidad del sistema.
Compensadores estáticos y equipos sincrónicos serán clave
El estudio también identifica importantes requerimientos de compensación reactiva en otras zonas del país. En el área Centro-Sur del Norte Chico se estiman necesidades de absorción de hasta 147,7 MVAr en escenarios de baja demanda, mientras que en la zona Centro 500/220 kV podrían requerirse inyecciones de hasta 123,3 MVAr ante contingencias en líneas troncales.
Frente a estos desafíos, el Coordinador destaca el rol de equipos especializados como el Statcom de Cerro Navia, el Compensador Estático de Reactivos (CER) de Polpaico y los SVC de Nueva Pan de Azúcar, considerados recursos particularmente efectivos para la gestión sistémica de tensión.
Renovables aportan estabilidad, pero con efecto limitado
Otro aspecto relevante abordado en el informe corresponde al comportamiento de los parques solares y eólicos frente a eventos de control de tensión. Tras analizar distintos modelos de operación estática y dinámica, el Coordinador concluye que las centrales de Energías Renovables Variables (ERV) contribuyen positivamente a reducir la sensibilidad de tensión y ayudan a mitigar incrementos de voltaje en determinadas zonas.
No obstante, el organismo aclara que estos aportes tienen principalmente un efecto local y de alcance limitado a nivel sistémico, por lo que deben considerarse como una herramienta complementaria dentro de la estrategia global de operación y control de la red.
El Coordinador enfatiza que los resultados corresponden a proyecciones construidas sobre distintos escenarios operacionales para los próximos meses, por lo que las necesidades de reservas de potencia reactiva dependerán de factores como la demanda efectiva, el despacho de generación y la disponibilidad de infraestructura.
Fuente Reporte Minero