propuesta metodolÓgica para anÁlisis de la confiabilidad de los sistemas...
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PROPUESTA METODOLÓGICA PARA
ANÁLISIS DE LA CONFIABILIDAD DE
LOS SISTEMAS INTERCONECTADOS
CHILENOS
INFORME FINAL
PREPARADA PARA
DICIEMBRE 2010
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SYSTEP Ingeniería y Diseños, Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-2320501 | Fax 56-2-2322637 | [email protected] | www.systep.cl
ÍNDICE
1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................................... 4
1.1 OBJETIVOS ................................................................................................................................. 4
1.2 ALCANCES DEL ESTUDIO Y METODOLOGÍA DE TRABAJO .......................................................... 5
2 MARCO CONCEPTUAL ......................................................................................................................... 7
3 REVISIÓN DE METODOLOGÍAS ....................................................................................................... 10
3.1 PLANTEAMIENTO GENERAL ..................................................................................................... 10
3.2 MODELOS DE CONTINGENCIA DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA ......................................... 12
3.3 METODOLOGÍAS DE SELECCIÓN DE ESTADOS ........................................................................... 21
3.4 TABLA COMPARATIVA DE LAS METODOLOGÍAS ESTUDIADAS .................................................. 30
4 COMPARACIÓN DE NIVELES DE SEGURIDAD A NIVEL INTERNACIONAL ....................... 31
4.1 ESTADOS UNIDOS .................................................................................................................... 31
4.2 CANADÁ .................................................................................................................................. 35
4.3 REINO UNIDO .......................................................................................................................... 36
4.4 ALEMANIA ............................................................................................................................... 41
4.5 FRANCIA .................................................................................................................................. 43
4.6 UNIÓN EUROPEA ..................................................................................................................... 46
4.7 INDIA ....................................................................................................................................... 47
4.8 COREA ..................................................................................................................................... 49
4.9 JAPÓN ...................................................................................................................................... 50
4.10 CHINA ...................................................................................................................................... 53
4.11 AUSTRALIA .............................................................................................................................. 55
4.12 BRASIL .................................................................................................................................... 57
4.13 ARGENTINA ............................................................................................................................. 61
4.14 RESUMEN GENERAL ................................................................................................................ 65
5 ANÁLISIS E IDENTIFICACIÓN DE LEYES, NORMAS Y REGLAMENTOS REFERIDAS A
CONFIABILIDAD ................................................................................................................................... 68
5.1 DFL N°4 ................................................................................................................................. 68
5.2 DECRETO SUPREMO 327 .......................................................................................................... 69
5.3 NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO (NT DE SYCS) ............................. 71
6 DIAGNÓSTICO Y ANÁLISIS DE LA CALIDAD DE LA ESTADÍSTICA DISPONIBLE ............ 81
6.1 CDEC-SIC .............................................................................................................................. 81
6.2 CDEC-SING ........................................................................................................................... 87
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7 ANÁLISIS DE LA ESTRUCTURA Y PARTICULARIDADES DE LOS SISTEMAS
INTERCONECTADOS CHILENOS ..................................................................................................... 95
7.1 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL .................................................................................... 95
7.2 SING ..................................................................................................................................... 104
8 PROPUESTA METODOLÓGICA ...................................................................................................... 112
8.1 OBJETIVOS Y ALCANCES DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA ................................................... 112
8.2 ASPECTOS GENERALES DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA ..................................................... 113
8.3 METODOLOGÍA PARA EL PARQUE GENERADOR SIC ............................................................... 113
8.4 METODOLOGÍA PARA EL PARQUE GENERADOR SING ............................................................ 123
8.5 METODOLOGÍA SISTEMA DE TRANSMISIÓN ............................................................................ 130
8.6 METODOLOGÍA PARA LAS REDES RADIALES DE SUBTRANSMISIÓN ......................................... 136
9 IDENTIFICACIÓN DE BRECHAS PARA LA APLICACIÓN ....................................................... 143
10 BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................................... 145
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1 INTRODUCCIÓN
La empresa consultora Systep Ingeniería y Diseños S.A., en adelante el Consultor,
presenta a la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE, el Informe de Avance N°2
correspondiente al desarrollo del estudio ―Propuesta Metodológica para el Análisis de la
Confiabilidad de los Sistemas Interconectados Chilenos‖, en adelante el Estudio.
El Estudio solicitado se orienta principalmente al desarrollo e implementación de una
propuesta metodológica que permita a la CNE evaluar los niveles de confiabilidad de los
sistemas interconectados chilenos, en periodicidad y forma adecuada, de manera de
diagnosticar la robustez de las redes, localizar zonas eléctricas más vulnerables, determinar
subsistemas con bajo desempeño, entre otros, en forma periódica.
Las bases que rigen este Estudio, que indican objetivos, alcances y requerimientos
mínimos a cumplir, son aprobadas mediante Resolución Exenta N°704, con fecha 26 de
octubre de 2010.
1.1 Objetivos
El objetivo principal del presente Estudio es desarrollar una propuesta metodológica
que permita a la CNE evaluar la confiabilidad del Sistema Interconectado Central (SIC) y del
Norte Grande (SING).
Específicamente, se propone una metodología que considere previamente los
requerimientos de información y/o base de datos necesarias, la calidad y periodicidad de la
misma, responsables de proveerla (acorde a la normativa vigente), además de los recursos
computacionales, de manera de lograr la factibilidad de aplicación de dicha metodología por
parte de la CNE.
Los objetivos específicos del estudio solicitado al Consultor son los siguientes:
1. Hacer una propuesta metodológica para evaluar la confiabilidad de sistemas
eléctricos, acorde con la realidad de los sistemas interconectados chilenos.
2. Proponer la selección de indicadores o índices de confiabilidad, de aplicación
práctica, que permitan evaluar permanentemente los niveles de confiabilidad de los
sistemas interconectados chilenos. Para esto, se debe tomar en cuenta toda la
información a la fecha recopilada por los distintos actores del sector eléctrico chileno
(Empresas, Direcciones de Operación de los CDEC, Superintendencia de Electricidad
y Combustibles, CNE, otros). Dichos indicadores deben ser sistémicos, así como
también por segmento (generación, transmisión) y hasta por elemento si fuese
necesario de acuerdo a la propuesta del consultor.
3. Establecer una interpretación clara de los indicadores seleccionados, y un
subconjunto de metas comparativas que consideren valores referencia de índices o
indicadores de países que poseen altos estándares de seguridad.
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1.2 Alcances del Estudio y Metodología de Trabajo
A partir de una investigación exhaustiva respecto a las diversas metodologías de
evaluación de confiabilidad existentes, y considerando las particularidades de los sistemas
interconectados chilenos, el Consultor propone a la Comisión una metodología que busca el
equilibrio entre factibilidad de aplicación y la utilidad de los resultados.
Se deben identificar posibles brechas para la aplicación, desarrollando un plan de
acción para corregir o aminorar esta brecha de manera de poder aplicar correctamente la
metodología propuesta y obtener resultados fiables, interpretables y comparables con otras
realidades.
En la elaboración del Estudio, de acuerdo a las Bases del Estudio, se deberán
desarrollar al menos las siguientes actividades:
1. Recopilar y describir de a lo menos tres metodologías internacionalmente aceptadas
utilizadas para evaluar la confiabilidad de sistemas eléctricos interconectados,
realizando cuadro comparativo de características principales, fortalezas y debilidades
de cada metodología.
2. Análisis e identificación de leyes, normas y reglamentos que guarden relación con el
concepto de confiabilidad. Lo anterior tiene por objeto que la propuesta metodológica
tenga una coherencia con la normativa que regula el sector en el contexto de la
seguridad y calidad de servicio. Además, la propuesta podrá incluir, en caso de ser
necesario, aquellos aspectos no contemplados explícitamente en la normativa vigente.
3. Recopilación de principales indicadores e índices de confiabilidad aplicados o
utilizados en los siguientes países: Inglaterra, Francia, Alemania, India, Corea del
Sur, Japón, Estados Unidos-Canadá-México, Brasil, Argentina, con el objetivo de
establecer una base comparativa inicial.
4. Diagnóstico y análisis de la calidad de la estadística disponible. Las fuentes de
información deberán considerar como mínimo la que poseen actualmente los Centros
de Despacho Económico de Carga del SIC y del SING, además de otras fuentes que
el consultor justifique y recomiende su inclusión.
5. Comparar de los índices de indisponibilidad de generación y transmisión presentes en
la NT SyCS vigente, respecto de estándares internacionales de los países
anteriormente indicados.
6. Proponer un procedimiento de cálculo específico para evaluar la indisponibilidad
equivalente del sistema de transmisión y del parque generador, considerando los
índices de indisponibilidad vigentes en el NT SyCS. Dados los plazos del Estudio, se
propondrá la aplicación en un sistema modelo, perfectamente extensible al sistema
completo.
7. En base a los puntos 1, 2, 3, 4 y 5, realizar una Propuesta Metodológica que contenga
como mínimo lo siguiente:
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i. Marco teórico y fundamentos de la metodología propuesta.
ii. Descripción detallada de la metodología propuesta.
iii. Especificación de contenido, calidad y periodicidad de la información
necesaria para la aplicación de la metodología propuesta.
iv. Requerimientos de plataformas informáticas y/o software para la aplicación
de la metodología propuesta.
v. Índices de Confiabilidad propuestos con explicación detallada del
procedimiento de cálculo de los mismos.
vi. Interpretación referencial de los resultados de los Índices de Confiabilidad
propuestos y su utilización práctica.
vii. Especificaciones o recomendaciones respecto de la periodicidad del análisis.
El Informe presentado en esta oportunidad comprende, de acuerdo a las Bases del
Estudio, la exposición de la metodología de trabajo, y un avance parcial de las actividades 1,
2, 3, 4 y 5 señaladas anteriormente.
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2 MARCO CONCEPTUAL
La función de un sistema eléctrico de potencia es abastecer a todos los usuarios de
energía eléctrica de su demanda requerida, de la forma más económicamente posible y con
un nivel aceptable de confiabilidad. Tal condición implica de por sí una complejidad para
establecer marcos y definiciones respecto a lo que se debe o debiese entender por este
concepto, en lo que respecta a su aplicación a los sistemas eléctricos de potencia y en su
relación con aspectos económicos, de planificación, operación y los otros netamente
técnicos.
En un mercado eléctrico, en donde existe un marco competitivo en el segmento de
generación y el libre acceso a las redes principales de transporte de energía, uno de los
desafíos que enfrentan los entes reguladores es desarrollar procedimientos de manera de
entregar señales económicas a los participantes del mercado, buscando fortalecer los
aspectos comunes a la mantención de ciertos niveles de eficiencia en el sistema eléctrico.
En la regulación nacional, la definición del concepto de Confiabilidad del sistema
eléctrico de potencia resulta bastante amplia. En particular, la LGSE en su artículo 225°,
literal r), define la confiabilidad de acuerdo a tres aspectos:
“Cualidad de un sistema eléctrico determinada conjuntamente por la suficiencia,
la seguridad y la calidad de servicio”
Suficiencia: de acuerdo a la Ley, en su artículo 225° literal s), la suficiencia de un
sistema eléctrico está definida por:
“Atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para
abastecer la demanda.”
Se refiere a la capacidad del sistema de abastecer la demanda en todo momento.
Este aspecto tiene una connotación de largo plazo, y se relaciona fuertemente con los
mecanismos de planificación de la expansión de los sistemas. Se distinguen dos
aristas. La primera refiere a que el tamaño del parque generador alcance a cubrir la
demanda más las pérdidas, y la segunda, a que las redes de transporte sean de la
dimensión adecuada como para poder llevar dicha energía generada a los puntos de
demanda.
Seguridad: En la LGSE en el artículo 225° literal t) es definida como:
“Capacidad de respuesta de un sistema eléctrico, o parte de él, para soportar
contingencias y minimizar la pérdida de consumos, a través de respaldos y de
servicios complementarios.”
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La seguridad, dado un sistema eléctrico con instalaciones suficientes, guarda
relación con fenómenos en el corto plazo, corresponde a la capacidad del sistema de
responder de forma satisfactoria frente a perturbaciones repentinas y con cómo éstas
afectan la continuidad del suministro de los clientes.
Calidad de servicio: se refiere a que el servicio ofrecido debe poseer características
dentro de rangos aceptados en estándares establecidos. Se distinguen 3 dimensiones:
la calidad del producto eléctrico, la calidad de suministro y la calidad de servicio
comercial.
El aspecto de calidad de servicio es el que da cuenta de cómo el servicio
eléctrico es recibido por los clientes. En particular, la dimensión de la calidad de
suministro es la que se inserta en los alcances de este estudio, la cual de acuerdo a la
LGSE, artículo 225° literal w), es:
Calidad de suministro: “La componente de la calidad de servicio que permite
calificar el suministro entregado por los distintos agentes del sistema eléctrico y
que se caracteriza, entre otros, por la frecuencia, la profundidad y la duración
de las interrupciones de suministro.”
Dada la definición anterior, primero la calidad de suministro, y luego en segunda
instancia, la calidad de servicio eléctrico se ve afectada por las interrupciones de suministro,
las cuales son consecuencia directa del nivel de suficiencia y seguridad del sistema. Un
sistema insuficiente no logra abastecer la demanda, por lo que naturalmente existen
interrupciones de suministro, mientras que un sistema inseguro no es capaz de mantener un
suministro de forma estable, aun existiendo suficiente capacidad en las redes de transporte y
parque generador como para suministrar completamente la demanda. En otras palabras, en
un sistema inseguro, es altamente probable que la energía no pueda ser suministrada de
forma continua.
En este sentido surgen dos dimensiones en donde se inserta el concepto de
confiabilidad: en la planificación del sistema y en la operación de éste.
En relación a la planificación, la confiabilidad refiere a que las expansiones del sistema
deben ser las adecuadas como para:
Que el sistema sea suficiente, i.e. que las instalaciones existentes y las futuras
expansiones sean capaces de abastecer la demanda.
Permitir que a partir de las inversiones realizadas, posteriormente sea posible realizar
una operación segura del sistema.
Confiabilidad en la operación refiere, a que circunscrito en las limitaciones que
imponen las instalaciones existentes, las cuales son el resultado del ejercicio de
planificación, el sistema debe ser capaz de: primero lograr un equilibrio entre generación y
demanda; y segundo, soportar perturbaciones minimizando las afectaciones a clientes.
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Por su parte, la planificación y expansión de las redes es exhaustivamente evaluada
en los estudios de Transmisión Troncal y Subtransmisión. Estos estudios abarcan la
suficiencia de las redes, proponiendo las futuras expansiones que se deben realizar acorde a
las exigencias de la regulación y normativa vigente, por lo que mientras se realicen las
inversiones allí indicadas se contará con un sistema suficiente.
Luego, tomando como punto de partida, que todo sistema debe ser suficiente para
entregar una adecuada calidad de servicio, es que la propuesta desarrollada en este Estudio se
centra en la dimensión de seguridad del sistema.
La planificación del sistema toma en consideración criterios de seguridad, como el
criterio de diseño N-1, aunque relajado en aquellos elementos donde a partir del análisis de
costos-beneficio se concluya que la mayor seguridad no justifica los mayores costos (el caso
de los bancos de autotransformadores). Por otro lado, la operación del sistema igualmente
considera criterios de seguridad, como por ejemplo los márgenes de reserva en giro o la
operación de líneas de doble circuito a capacidad N-1, entre otros. No obstante, no existe una
medición explicita del nivel de seguridad que estos criterios de diseño y operación, en el
marco de las instalaciones existentes, tienen sobre el sistema. Cabe destacar que esta
cuantificación de la seguridad debe ir acompañada de una medición de las afectaciones a
clientes, a fin de cuentas este es el objetivo de contar con un mayor nivel de seguridad:
reducir las afectaciones a clientes.
En este sentido, el manejo del riesgo, tanto en la parte de la planificación como de la
operación de los sistemas, deben incluir al menos tres tareas:
1. Evaluación cuantitativa del nivel de seguridad
2. Definición de medidas para reducir el nivel de riesgo
3. Evaluar qué nivel de riesgo es aceptable de acuerdo a los costos
El objetivo de la evaluación cuantitativa del riesgo es tener un diagnóstico del nivel de
seguridad y las afectaciones esperadas a clientes en el sistema. En esta línea es donde se
inserta la propuesta metodológica que se obtendrá como resultado del. Sin embargo, para
tener apreciación completa de la seguridad de un sistema, necesariamente se deben llevar a
cabo las tareas 2 y 3. El Estudio busca dar los primeros pasos en el tema, abocándose al
desarrollo de una metodología para llevar a cabo la tarea 1 dejando para futuros estudios las
medidas que se pueden tomar para aminorar el riesgo del sistema y la evaluación de costo-
beneficio de dichas medidas, es decir, las tareas 2 y 3.
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3 REVISIÓN DE METODOLOGÍAS
3.1 Planteamiento general
Suponiendo resuelta la dimensión de suficiencia, la confiabilidad de un sistema
eléctrico de potencia se encuentra intrínsecamente relacionada con la ocurrencia de
contingencias. La aparición de contingencias, habida consideración que los mantenimientos
son adecuados, es un fenómeno aleatorio dado que no se puede predecir en qué momento van
a ocurrir. Las contingencias en componentes, son la causa raíz que llevan al sistema a un
estado de falla, y cuyo impacto y probabilidad de ocurrencia se encuentra fuertemente
relacionado con el estado de operación del sistema. Es por esto, que el concepto de
confiabilidad se debe comprender como condicionado al estado operacional.
El estado operacional del sistema, queda definido como la combinación de tres
aspectos:
Demanda: Nivel de demanda en cada punto de la red
Generación: Características de las unidades y de qué manera se encuentran
despachadas.
Topología: Condiciones en que se encuentra el sistema de transporte. Considera
entre otros las características técnicas de las componentes y los elementos que
se encuentran fuera de servicio.
Para la evaluación de la confiabilidad de los sistemas, un aspecto central es definir el
alcance de la evaluación. En esta línea se han desarrollado metodologías para abordar
diferentes dimensiones de análisis, reconociendo que los sistemas eléctricos se encuentran
compuestos por tres zonas funcionales. El análisis se puede orientar a evaluar el sistema en
las siguientes dimensiones:
- Evaluación del parque generador asumiendo 100% de disponibilidad de las redes
de transporte
- Evaluación de las redes de transporte asumiendo 100% de disponibilidad del
parque generador.
- Evaluación compuesta de generación y transmisión.
- Evaluación del sistema de distribución
Evaluar a un sistema eléctrico en sus tres zonas funcionales simultáneamente –
generación, transmisión y distribución – es una tarea de enorme complejidad, es por esto, que
generalmente, el segmento de distribución se evalúa de manera independiente. Los resultados
de la evaluación de las zonas de generación y transmisión se pueden utilizar como datos de
entrada, para realizar una evaluación de confiabilidad de un sistema de distribución,
principalmente porque una falla que lo afecte por completo no tiene otro origen que no sea
en los segmento de generación y transmisión.
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Desde el punto de vista de la forma de llevar a cabo los estudios, en la evaluación de
confiabilidad de un sistema eléctrico se pueden utilizar tanto metodologías analíticas como
numéricas. Estas últimas son preferibles para evaluar sistemas complejos, debido que
implican un menor esfuerzo de cálculo si se las compara con las metodologías analíticas. Y
dado que el objeto del Estudio es determinar una metodología para evaluar la confiabilidad
del SIC y SING, sistemas altamente complejos, y compuestos por una gran cantidad de
elementos, es que esta revisión se centra en las metodologías numéricas.
La estructura básica de la evaluación de confiabilidad de un sistema eléctrico de
potencia consta de cuatro pasos centrales (1):
1. Definir un modelo de contingencia de los componentes del sistema.
2. Seleccionar estados del sistema y calcular sus probabilidades de ocurrencia.
3. Evaluar las consecuencias de los estados seleccionados.
4. A partir de la probabilidad y las consecuencias, calcular los índices de riesgo.
El modelo de contingencia de los componentes hace referencia a de qué manera se
determina si un componente se encuentra disponible o no. Se pueden incluir distintos tipos
de contingencias, incluyendo forzadas, planificadas o dependientes, entre otras.
Por su parte, las metodologías de evaluación de confiabilidad se diferencian en la
manera en cómo se seleccionan los estados de los componentes. El modelo de contingencia
de componentes es un aspecto transversal a las metodologías que se podrían utilizar, y
determina la cantidad de estados en que se puede encontrar cada componente y la
probabilidad de que el componente se halle en dichos estados. Más detalle respecto a los
distintos modelos que se pueden emplear para modelar las componentes se hallan en la
Sección 3.2 del presente Estudio.
La forma en cómo seleccionan los estados del sistemas tiene consecuencias
principalmente en el esfuerzo computacional requerido y en el tipo y calidad de los
resultados que se puede obtener a partir de cada metodología. Estos aspectos son discutidos
en la Sección 3.3.
El paso 3, sobre la evaluación de las consecuencias del estado seleccionado, refiere
principalmente a determinar si hay energía no suministrada debido a la existencia de
componentes no disponibles.
Finalmente, el paso 4 consiste en considerar los efectos de los estados de falla, en
conjunto con su probabilidad de ocurrencia, para así determinar los diversos índices de
riesgo que se desee calcular.
A continuación se hace una revisión de las principales metodologías estudiando como
abordan estos cuatros pasos básicos.
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3.2 Modelos de contingencia de los componentes del sistema
En esta sección se analizan las diferentes alternativas para modelar los componentes
del sistema. Un sistema eléctrico de potencia consta de varios componentes, como
generadores, líneas, transformadores, desconectadores, interruptores, etc. Para evaluar la
confiabilidad de un sistema, es necesario contar con un modelo de los componentes que
reconozca su comportamiento frente a contingencias.
En la siguiente figura se muestran los principales modelos de contingencias de
componentes que se pueden utilizar (1):
Figura 1. Modelos de contingencia de componentes.
3.2.1 Contingencia forzada reparable1
Las contingencias forzadas reparables, corresponden a aquellas que no pueden ser
previstas, pero que no significan un daño irreparable del equipo. Pueden ser modeladas
mediantes dos estados posibles para el componente: ―disponible‖ y ―no disponible‖. Este es
el modelo básico para representar componentes en la evaluación de confiabilidad de
sistemas.
1 Referencia (1)
Contingencias independientes
Forzadas
Planificadas
Fallas parciales
Semiforzadas
Reparable
No ReparableFin de vida útil
Fortuita
Contingencias dependientes
Contingencia de causa comúnContingencia
común de grupoContingencias
en cascada
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Figura 2. Espacio de estados para una contingencia reparable de un componente.
En la Figura 2 se muestra los estados posibles, donde representa la tasa de falla y la
tasa de reparación del componente. La indisponibilidad promedio del componente puede ser
determinada mediante la siguiente ecuación:
Ecuación 3.1
Donde MTTF es el tiempo medio para fallar (horas) y MTTR es el tiempo medio de
reparación (horas) por sus siglas en ingles y f es la frecuencia promedio de falla (fallas/año).
Esta última no se debe confundir con la tasa de falla .
Además se pueden plantear las siguientes relaciones entre los parámetros del modelo:
Ecuación 3.2
Ecuación 3.3
Ecuación 3.4
Ecuación 3.5
Ecuación 3.6
Donde las variables d y r están dadas por:
Ecuación 3.7
Disponible No Disponible
λ
μ
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Ecuación 3.8
3.2.2 Contingencia forzada no reparable de fin de vida útil2
Al acercarse al fin de la vida útil del componente la probabilidad de ocurrencia de una
falla no reparable comienza a ser significativa. En (1) se plantea que la tasa de falla es
posible modelarla de la siguiente manera:
Figura 3. Modelación de fallas por fin de vida útil.
Además, se debe considerar, que este tipo de falla requiere el reemplazo del equipo,
por lo que se debe tener consideraciones especiales respecto al tiempo que toma ―reparar‖
este tipo de fallas.
3.2.3 Contingencia forzada no reparable fortuita3
Este tipo de contingencias corresponde a un evento fatal fortuito durante la vida útil del
equipo. Este tipo de eventos se puede modelar con una distribución exponencial ya que esta
no posee memoria, al igual que un evento de estas características que no depende de la edad
del equipo. Al ser una falla no reparable, se debe tener consideraciones respecto al tiempo
que toma reemplazar el equipo.
2 Referencia (1)
3 Referencia (1)
Fin de vidaútil
Etapa normal de operación
Tasa deFalla
Tiempo
Tasa de Falla a lo largo de la vida de un componente
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3.2.4 Contingencia planificada4
Usualmente se requiere retirar de servicio componentes del sistema de manera
planificada para realizar labores de mantenimiento. Para modelar estas salidas de servicio
planificadas de componentes se pueden adoptar dos enfoques:
- Suponer que el instante en que ocurre una salida de servicio, y el tiempo que está
fuera de servicio, sigue una determinada distribución probabilística. Bajo este
enfoque, las salidas de servicio planificadas son modeladas como un evento
aleatorio.
- Realizar un cronograma de las salidas de servicio planificadas y realizar la
simulación del sistema bajo las restricciones que este impone. Este enfoque solo se
puede utilizar en aquellos métodos de selección de estados que consideren una
simulación cronológica del sistema (ver Sección 3.3)
En caso de tomar un enfoque probabilístico, cada componente puede ser modelada de
mediante tres estados:
Figura 4. Espacio de estados considerando contingencias forzada y planificadas de un componente.
No obstante, este modelo puede ser simplificado para el cálculo computacional,
considerando que salidas forzadas y planificadas no son mutuamente excluyentes (1). En este
caso se tiene una modelación dada por los siguientes diagramas:
4 Referencia (1)
DisponibleNo Disponible -
Forzado
λ
μ
No Disponible - Planificado
λμ pp
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Figura 5. Diagrama de estados considerando que salidas forzadas y planificadas no son mutuamente
excluyentes.
Bajo esta modelación, se podría dar la situación que al seleccionar un estado de un
componente, este se encuentre simultáneamente fuerza de servicio en forma forzada y
planificada. Esto claramente es un error, sin embargo se puede despreciar siempre y cuando
las tasas de falla sean mucho menores a las de recuperación .
3.2.5 Contingencias semi-forzadas5
Las contingencias semi-forzadas refieren a situaciones donde un problema físico del
componente ocurrido de manera fortuita, hace necesario que el componente sea retirado de
servicio, pero no de manera inmediata, por lo que su salida de servicio es con cierto retardo
del evento causante, y puede ser planificada. Una fuga de aceite en un transformador es un
ejemplo de esta situación, y el lapso de tiempo que pase entre el evento y la salida de servicio
del transformador va a depender de factores como la severidad de la fuga y la disponibilidad
de mano de obra para solucionar la situación. Por lo general este tipo de situaciones no se
incluye en la evaluación de confiabilidad de largo plazo, pero si podría incluirse en la
evaluación de corto plazo (1). En la siguiente figura se muestra el diagrama de estados de
este tipo de contingencias.
5 Referencia (1)
DisponibleNo Disponible -
Forzado
λ
μ
DisponibleNo Disponible -
Planificado
λp
μ p
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Figura 6. Espacio de estado de contingencias semi-forzadas
3.2.6 Modelo de falla parcial6
Cuando una falla no severa ocurre, algunos componentes, como unidades de
generación y líneas de transmisión HVDC, pueden seguir operando pero no a plena
capacidad (1). Para modelar este tipo de fallas parciales, se debe considerar un modelo de
tres estados de cada componente.
Figura 7. Modelo con estado derrateado.
6 Referencia (1)
Disponible No Disponibleμ
Estado previo a no disponible
λ s
μso
s
Disponible No Disponible
λ
μ
Estado derrateado
λμ dd
μ f
λ f
18
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No obstante, es posible simplificar este modelo, ignorando la transición entre estado
derrateado y no disponible, sobre todo considerando la dificultad de obtener estadística
respecto a este tipo de transición, con lo que se obtiene un modelo similar al de salidas de
servicio planificadas que se muestra en la Figura 4.
Figura 8. Modelo con estado derrateado simplificado.
Al igual que el modelo de salidas planificadas, se puede ignorar que los estados
derrateados y no disponible son mutuamente excluyentes, con lo que se puede simplificar
aún más este tipo de fallas, con lo que se obtiene un modelo análogo al de la Figura 5. Se
deben tomar las mismas precauciones que en dicho caso para asegurar que el error cometido
no sea significativo.
3.2.7 Contingencia de causa común7
Una contingencia de causa común se refiere a situaciones donde múltiples
componentes sufren de contingencias debido a una causa común. Un ejemplo de esto es la
falla de ambos circuitos de una línea de doble circuito debido a la falla de una torre. En un
modelo de contingencia de causa común cada componente puede fallar de forma
independiente por causas independientes y además se agrega la posibilidad de que por una
causa común, ambos componentes fallen a la vez. Volviendo al ejemplo de la línea de doble
circuito, cada circuito puede fallar de manera independiente, pueden fallar ambas por dos
causas independientes, como también pueden fallar ambas de manera simultánea por una
causa común.
7 Referencia (1)
Disponible No Disponible
λ
μ
Estado derrateado
λμ dd
19
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Una forma de modelar esta situación es combinar la contingencia de causa común con
las contingencias independientes. El espacio de estados para dos componentes con
contingencia de causa común se muestra en la siguiente figura:
Figura 9. Modelo compuesto considerando contingencias independientes y de causa común.
Este tipo de modelación resulta en un esquema complejo, y que a medida que más
componentes participen de contingencias de causa común, el número de estados necesarios
para evaluar este tipo de eventos crece exponencialmente.
Una aproximación sencilla que se puede adoptar, y sin cometer un error significativo,
es modelar por separado las contingencias independientes y la de causa común. De esta
manera, para una contingencia de causa común que compromete dos componentes se tienen
los siguientes diagramas:
1 Disponible2 Disponible
1 Disponible2 No Disponible
1 No Disponible2 Disponible
λμ 11
μ 2
λ2
1 No Disponible2 No Disponible
λμ 11
μ 2
λ2
1 No Disponible2 No Disponible
μ c
λ c
20
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Figura 10. Modelos independientes para contingencias de causa común y contingencias independientes.
3.2.8 Contingencia común de grupo8
Una contingencia común de grupo radica en identificar un grupo de componentes en
que una contingencia en cualquiera de los componentes, implica la salida de servicio del
resto de los componentes del grupo. Esta situación se puede confundir con la contingencia de
causa común, sin embargo, la diferencia radica en que en una modelación con contingencia
de causa común es posible hallar componentes disponibles o no disponibles de forma
independiente, mientras que en una modelación de contingencia común de grupo, basta con
que un componente sufra una contingencia para que todos los elementos del grupo se
encuentren no disponibles debido a la acción de los elementos de protección.
Figura 11. Modelo de contingencia común de grupo.
8 Referencia (1)
1 Disponible 1 No Disponible
λ1
μ 1
2 Disponible 2 No Disponible
λ2
μ 2
1 Disponible2 Disponible
1 No Disponible2 No Disponible
λ c
μ c
Todo el grupo disponible
Todo el grupo no disponible
λ c
μ c
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3.2.9 Contingencias en cascada9
Una contingencia en cascada es aquella situación donde la falla de una componente
inicial gatilla una falla en una segunda componente, y esta falla en la segunda componente
gatilla una falla en una tercera y así sucesivamente.
Un ejemplo de esto es una línea de 500 kV en paralelo con una línea de 220 kV. Si
ocurre una contingencia en la línea de 500 kV y esta debe salir de servicio, entonces
probablemente la línea de 220 kV sea vea sobrecargada, por lo que si no se toman medidas
de manera inmediata, probablemente los mecanismos de protección saquen también a esta
línea de servicio. La salida de estos dos elementos puede gatillar la sobrecarga de una mayor
cantidad de elementos con lo que sucesivamente irían saliendo elementos de servicio, con lo
que eventualmente se podría llegar a un apagón parcial o total.
Esta situación, se modela como que una contingencia en el componente gatillante lleva
a la salida de servicio del resto de las componentes involucradas. A diferencia de la
modelación de contingencia común de grupo, la salida de alguna componente no implica
necesariamente la salida del resto de los componentes, sino que hay una/s componente/s que
gatillan la salida del resto, pero no viceversa.
3.3 Metodologías de selección de estados
Para la selección de estados en sistemas complejos se distinguen las siguientes
metodologías:
- Enumeración de estados
- Monte Carlo no secuencial
- Monte Carlo secuencial – muestreo de duración de estados
- Monte Carlo – muestreo de transición de estados
A continuación se describen los principales aspectos de cada una.
3.3.1 Enumeración de estados10
Este método consiste en la enumeración de todos los estados posibles en que se puede
encontrar un sistema eléctrico de potencia, para luego analizar si en cada uno de estos
estados el sistema es capaz de abastecer completamente la demanda. Sin embargo, realizar
esta tarea no es factible para sistemas de gran tamaño, debido a que la cantidad de estados
crece exponencialmente con el número de elementos del sistema. Luego, generalmente, solo
se considera un subconjunto de estados seleccionados bajo algún criterio predefinido.
Típicamente solo se enumeran los estados con contingencias en solo un elemento (N-1) o
hasta contingencias en dos elementos del sistema (N-2). Un problema realizar este tipo de
9 Referencia (1)
10 Referencias (1), (2)
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simplificaciones, es que se podrían obviar estados, que a pesar que tienen baja probabilidad
de ocurrencia, tienen un alto impacto en cuanto a afectaciones a clientes, con lo que
contribuirían de manera no despreciable a los índices de confiabilidad.
Mediante la metodología de enumeración de estados no es posible recrear una cadena
cronológica de estados del sistema, por lo que para calcular índices de riesgo relacionados
con frecuencia o duración de fallas se debe realizar aproximaciones. Además, esto impide
modelar eventos dependientes del tiempo como la hidrología (2) o una curva de demanda
horaria.
Este método consta de los siguientes pasos:
1. Crear un modelo discreto de demanda en bloques de la curva de duración. La
enumeración de estados es realizada para cada nivel de carga definido.
Figura 12. Diagrama de modelación de la demanda.
2. Definir una lista de los estados del sistema que serán evaluados
3. Seleccionar un estado del sistema a partir de la enumeración. La probabilidad de
ocurrencia de dicho estado es dada por:
Ecuación 3.9
Donde, x es el estado del sistema, n la cantidad total de componentes, la cantidad de
componentes no disponibles y la probabilidad del componente i de no hallarse
disponible. En caso de considerar modelos de contingencia más complejos que ―disponible‖
– ―no disponible‖, la Ecuación 3.9 debe ser modificada incluyendo las consideraciones
adicionales.
Dem
and
a [M
W]
Tiempo [horas]
0 8760
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4. Realizar un análisis de contingencia, verificando que no se viole ningún límite
operacional del sistema. Si existe una violación de algún límite operacional, se
deben tomar las medidas correctivas necesarias de manera de minimizar las
afectaciones a clientes. Estas acciones correctivas refieren a que si cambiando la
operación del sistema es posible evitar la pérdida de carga. Si considerando las
medidas correctivas, aún existe pérdida de carga, entonces el estado seleccionado
es un estado de falla. La probabilidad y las pérdidas de carga solo de los estados de
falla son guardadas.
5. Repetir hasta cubrir todos los estados enumerados.
6. Calcular los índices.
3.3.2 Método Monte Carlo no secuencial – Muestreo de estados11
En el método Monte Carlo no secuencial, a diferencia de la Enumeración de Estados,
no se realiza un análisis exhaustivo de todos los estados del sistema, sino que se realiza un
sorteo de estados. Con esto se obtiene una muestra no cronológica de posibles estados del
sistema. Esta muestra de estados es evaluada, identificando los estados de falla con lo que es
posible calcular los diferentes índices de confiabilidad. Al igual que la metodología de
enumeración de estados, al ser no secuencial, se debe considerar una aproximación para
poder calcular índices relacionados con la frecuencia y la duración.
El método Monte Carlo no secuencial, aplicado a sistemas de generación-transmisión
consta de los siguientes pasos básicos:
1. Crear un modelo discreto de demanda en bloques de la curva de duración (ver
Figura 12). La demanda de cada barra puede ser determinada mediante un modelo
de ―clusters‖ donde se agrupan barras de perfiles de carga similares.
2. Seleccionar estados del sistema utilizando la simulación Monte Carlo. Tanto la
demanda en barras como el estado de cada componente es seleccionado de manera
aleatoria. La probabilidad de ocurrencia de cada estado es calculada con la
siguiente ecuación:
Ecuación 3.10
Donde M es el número total de estados sorteados y es la cantidad de ocurrencias
del estado en los estados sorteados.
3. En caso de existir falla en algún componente, realizar un análisis de contingencia,
verificando que no se viole ningún límite operacional del sistema. Si existe una
11
Referencias (1), (2), (3), (4)
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violación de algún límite operacional, se deben tomar las medidas correctivas
necesarias con el objetivo de minimizar las afectaciones a clientes. Si considerando
las medidas correctivas, existe pérdida de carga, entonces el estado seleccionado es
un estado de falla. La probabilidad y las pérdidas de carga de solo los estados de
falla son guardadas.
4. Actualizar los índices.
5. Volver al paso 2 hasta cumplir con un criterio de parada predeterminado.
Figura 13. Diagrama de flujo del método Monte Carlo no secuencial.
Información
Sortear el estado
de cada
componente y el
nivel de demanda
Análisis de
Contingencia
¿Algún
Problema?
Acciones
Correctivas
¿Algún
Problema?
Actualizar Índices
Cumple
Criterio de
Parada?
Resultado
NO
NO
NO
SI
SI
SI
25
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3.3.3 Método Monte Carlo secuencial – Muestreo de duración de estados12
El método Monte Carlo secuencial corresponde a una simulación cronológica de la
operación de un sistema eléctrico en un lapso definido de tiempo. El ciclo de ―disponible‖ –
―no disponible‖ de cada componente es simulado a lo largo de la línea de tiempo,
obteniéndose como resultado una secuencia cronológica del estado del sistema. Esta
metodología permite incluir factores cronológicos como una modelación horaria de la
demanda, impacto de la hidrología y realizar un cálculo más preciso de los indicadores
relacionados con frecuencia y duración. No obstante, esta metodología consume
considerablemente más recursos computacionales debido a la mayor complejidad de la
simulación.
Esta metodología se realiza siguiendo los siguientes pasos básicos:
1. Definir un estado inicial de todas las componentes. Por lo general, en el estado
inicial todas las componentes se encuentran disponibles.
2. Sortear cuánto tiempo cada componente permanece en su estado actual. Se debe
asumir una función de distribución de probabilidad para la duración del estado. Se
puede asumir distribución exponencial. Con esto, se obtendrán secuencias de
estados para cada componente como las mostradas en la Figura 14.
Figura 14. Ejemplo de secuencia de estado del componente i e i+1.
3. Repetir el paso 2 en un lapso de tiempo dado, el cual es normalmente un año,
guardando la secuencia de estado de cada componente.
12
Referencias (1), (2), (3), (4), (5), (6)
Disponible
No Disponible
Tiempo
Componente i
Disponible
No Disponible
Tiempo
Componente i+1
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4. Crear la secuencia cronológica de estados del sistema combinando las secuencias
de cada componente y la curva de demanda horaria del sistema. En la Figura 15 se
muestra un ejemplo del resultado de esta operación.
Figura 15. Ejemplo de MW disponibles en la barra i a partir muestreo de duración de estados
comparado con demanda horaria.
5. Se evalúa cada hora de operación del sistema y en caso de existir falla en algún
componente, se debe realizar un análisis de contingencia, verificando que no se
viole ningún límite operacional del sistema. Si existe una violación de algún límite
operacional, se deben tomar las medidas correctivas necesarias. Si considerando las
medidas correctivas, existe pérdida de carga, entonces el estado seleccionado es un
estado de falla. La probabilidad, duración y las pérdidas de carga de los estados de
falla son guardadas.
6. Actualizar los índices.
7. Volver al paso 2 hasta cumplir con el criterio de parada.
MW
dis
po
nib
les e
n b
arr
a i
Horas
Demanda MW disponibles Energía no suministrada
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Figura 16. Diagrama de flujo del método Monte Carlo secuencial (muestreo de duración de estados).
3.3.4 Método Monte Carlo – Muestreo de transición de estados13
Este método a diferencia del método Monte Carlo secuencial de muestreo de duración
de estado, se enfoca en la transición del sistema completo en vez de la secuencia de estados
de cada componente. En el método de muestreo de transición de estados no se considera la
duración del sistema en cada estado. Este método permite contar con una secuencia de
estados, pero sin indicar la duración de cada uno de estos estados. Esto permite un cálculo
preciso de índices de frecuencia, con un significativo ahorro de recursos computacionales si
13
Referencia (7)
Información
Sortear la
duración del
estado de cada
componente
Actualizar Índices
Tiempo
simulado=1
año?
Construir secuencia
de estado del sistema
junto con curva
horaria de demanda
Análisis de
Contingencia para
las 8760 horas
simuladas
Cumple
Criterio de
Parada?
Resultado
NO
NO
SI
SI
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se lo compara con el método Monte Carlo secuencial., pero para calcular índices
relacionados con duración, se deben realizar aproximaciones.
1. Definir un estado inicial del sistema. Por lo general, en el estado inicial todas las
componentes se encuentran disponibles.
2. Sortear a qué estado pasa el sistema. Dado que el sistema cambia de estado cuando
cualquiera de sus componentes lo haga, se sortea cual es la componente que cambia
de estado. Asumiendo que la duración del estado de cada componente distribuye
exponencial, para determinar el siguiente estado del sistema, basta con sortear un
número aleatorio con distribución uniforme. El mecanismo para sortear el nuevo
estado del sistema se muestra en la siguiente figura, donde U representa el número
aleatorio sorteado y la probabilidad que el sistema cambie de estado por un
cambio de estado de la componente i. Esta probabilidad está dada por la Ecuación
3.11.
Figura 17. Sorteo del nuevo estado del sistema.
Ecuación 3.11
Donde es la tasa de salida del estado actual de la componente j.
3. En caso de existir falla en algún componente, se debe realizar un análisis de
contingencia, verificando que no se viole ningún límite operacional del sistema. Si
existe una violación de algún límite operacional, se deben tomar las medidas
correctivas necesarias, las cuales se pueden determinar mediante un flujo óptimo de
potencia.
4. Si considerando las medidas correctivas, existe pérdida de carga, entonces el estado
seleccionado es un estado de falla. La probabilidad y las pérdidas de carga solo de
los estados de falla son guardadas.
5. Se actualiza el cálculo de los índices.
6. Volver al paso 2 hasta cumplir criterio de parada.
P1 P2 Pi Pn
U
0 1
29
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Figura 18. Diagrama de flujo del método Monte Carlo de muestreo de transición de estados.
Información
Sortear el siguiente
estado del sistema y
el nivel de demanda
Análisis de
Contingencia
¿Algún
Problema?
Acciones
Correctivas
¿Algún
Problema?
Actualizar Índices
Cumple
Criterio de
Parada?
Resultado
NO
NO
NO
SI
SI
SI
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3.4 Tabla comparativa de las metodologías estudiadas
Método Ventajas Desventajas
Enumeración
de Estados
Mejor desempeño en sistemas pequeños y/o
con probabilidades de falla relativamente
pequeños.
Requiere menos información de entrada.
Directo de implementar y permite evaluar
contingencias de interés.
Difícil de aplicar a sistemas de gran tamaño en
caso de considerar fallas dobles o mayores
debido a la cantidad de estados que se debe
evaluar.
Puede conducir a errores debido a que se
podrían dejar fuera eventos que a pesar de su
baja probabilidad de ocurrencia son de alto
impacto, por lo que aportan de manera
significativa a los índices de confiabilidad.
No es posible modelar eventos dependientes
del tiempo como curvas de demanda horaria,
programación de mantenciones y evolución de
niveles de embalse entre otras.
No se permite calcular con precisión índices
de confiabilidad relacionados con frecuencia o
duración. Se deben realizar aproximaciones.
Monte Carlo
no
Secuencial –
Muestreo de
estados
Menor requerimiento de recursos
computacionales para evaluar sistemas de
relativamente gran tamaño.
Requiere menos información de entrada.
No es posible modelar eventos dependientes
del tiempo como curvas de demanda horaria,
programación de mantenciones y evolución de
niveles de embalse entre otras.
No se permite calcular con precisión índices
de confiabilidad relacionados con frecuencia o
duración. Se deben realizar aproximaciones.
Monte Carlo
Secuencial –
Muestreo de
duración de
estados
Permite modelar eventos cronológicos, como
la curva de demanda horaria.
Permite el cálculo con mayor precisión de
índices de confiabilidad relacionados con
frecuencia y duración.
Modelo de mayor complejidad.
Mayor requerimiento de recursos
computacionales.
Mayor requerimiento de información de
entrada.
Monte Carlo
– Muestreo
de transición
de estados
Menor requerimiento computacional que el
método Monte Carlo secuencial de muestreo
de duración de estados.
Permite tener una secuencia de estados del
sistema.
Permite el cálculo con mayor precisión de
índices relacionados con frecuencia.
La secuencia de estados no es acompañada por
una simulación de la duración en dichos
estados.
Mayor requerimiento computacional que el
método Monte Carlo no secuencial.
No es posible modelar eventos dependientes
del tiempo como curvas de demanda horaria,
programación de mantenciones y evolución de
niveles de embalse entre otras.
No se permite calcular con precisión índices
de confiabilidad relacionados con duración. Se
deben realizar aproximaciones.
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4 COMPARACIÓN DE NIVELES DE SEGURIDAD A NIVEL
INTERNACIONAL
La pregunta de cómo regular la confiabilidad de los sistemas resulta en un desafío en sí
mismo. La literatura internacional distingue 3 métodos para dar cumplimiento a esta tarea. El
primero de ellos guarda relación con la publicación de índices de rendimiento en lo que se
refiere a confiabilidad. Como método indirecto, el regulador busca que sean las mismas
empresas eléctricas las que busquen, en virtud a comparación con sus pares, la mejora en la
confiabilidad de su servicio, bajo un principio de autorregulación. La segunda de las
metodologías es la definición de estándares de operación, y en la cual presenta su foco este
informe. Los estándares son definidos por región o por zona, y pueden ser concebidos a nivel
sistémico o a nivel del consumidor final, siendo estos últimos los más utilizados de acuerdo a
la experiencia internacional. En algunos países, el cumplimiento de los estándares resulta una
obligación para todos los agentes participantes del mercado, mientras que en otros se
comportan tan sólo como guías para el suministro de energía. Finalmente, el esquema de
incentivos es considerado como una extensión de la definición de estándares, donde se
entregan beneficios económicos a las compañías por cumplir lo estándares de calidad
declarados en cada país (3).
Este capítulo corresponde una recopilación de los principales indicadores e índices de
seguridad y suficiencia de acuerdo a la experiencia internacional, con el objetivo de
establecer una base comparativa inicial de los niveles de aceptados internacionalmente.
El problema que se presenta en la utilización de estos índices es que, a pesar de que en
teoría la manera de medir la confiabilidad es la misma, la definición del cómo calcular
dichos índices varía de país en país, dificultando la comparación entre ellos. Dicha diferencia
puede venir del tipo de contingencia que se quiere medir, o el origen que ella presente
(segmento del sistema donde la falla se genera), de la consideración de efectos climáticos o
externos como causa de la interrupción, de la diferenciación de la densidad de clientes
(consideración áreas rurales/urbanas), entre otros.
4.1 Estados Unidos
El sistema eléctrico de EE.UU. opera en forma interconectada con los sistemas de
Canadá y parte del norte de México (Baja California), y se compone por 6 operadores de red
regionales independientes, más de 500 entidades locales de transporte y aproximadamente
3.100 entidades de distribución. Para efectos de organización, el sistema se encuentra
dividido en alrededor de 200 áreas de control, las cuales a su vez se encuentran agrupadas en
torno a diez consejos regionales. El alto grado de enmallamiento y la organización descrita
inciden en una alta confiabilidad.
De acuerdo a esta organización, se definen una serie de requerimientos para todos los
elementos constitutivos del sistema, a partir del área de control y para cada agente del
sistema en particular. Bajo este esquema, al área de control se define como un sistema
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eléctrico delimitado por una interconexión, capaz de controlar directamente su generación
para efectuar el balance entre lo programado y su intercambio actual, y que coopera en la
regulación de frecuencia para la interconexión y en la estabilización de esta misma con áreas
o sistemas vecinos. Además, se establece el control y monitoreo directo, a partir de las áreas
de control para abarcar la totalidad del sistema y sus interconexiones, para de esta forma
operar el sistema en forma confiable y segura.
Dentro de las entidades reguladoras, es la North American Electric Reliability
Corporation, en adelante NERC, la encargada a nivel nacional de promover y mejorar la
confiabilidad en el suministro energético, junto con proponer y monitorear el cumplimiento
de políticas, estándares, guías y principios, tanto para la planificación como la operación del
sistema. Para ello, la NERC desarrolla estándares de fiabilidad, monitoreando el sistema de
manera de asegurar el correcto funcionamiento de éste. NERC es una organización de
autorregulación que se basa en conocimientos colectivos y diversos de todos los participantes
de la industria.
Otra entidad importante es la Federal Energy Regulatory Comission (FERC),
organismo regulador independiente perteneciente al Ministerio de Energía, el cual está
encargado de regular aspectos del mercado energético. Particularmente se encarga de regular
el sistema de transmisión y el mercado energético mayorista (transacciones interestatales),
dictando normas obligatorias para todos los participantes de la red. En conjunto con la NERC
y otros organismos estatales, regulan y supervisan el funcionamiento adecuado del sistema.
En relación al marco para el tratamiento de la confiabilidad de los sistemas, se ha dado
que históricamente esta se mantuvo en niveles aceptables en gran medida a través de normas
voluntarias desarrolladas por la industria, reunidas a través de la misma NERC. A partir de la
Energy Policy Act de 2005 comienza una transición hacia estándares obligatorios aplicables
a usuarios, propietarios y operadores del sistema, sujetos a penalizaciones económicas por no
cumplimiento de las mismas. NERC en la actualidad cuenta con 14 categorías relativas a las
normas de confiabilidad. En general, estas se refieren a la operación en tiempo real de la red,
y al equilibrio en el largo plazo de generación y el transporte de energía con la demanda del
sistema a satisfacer. Las categorías en las que se agrupan los distintos estándares de
confiabilidad según la NERC, reunidos en (4), son las siguientes:
Equilibrio recursos vs demanda
Protección de infraestructura crítica
Comunicaciones
Plan de de operación en escenario de emergencia.
Diseño, conexión y mantenimiento de instalaciones
Programación y coordinación
Coordinación y operación para confiabilidad en interconexiones
Modelación datos y análisis
Energía Nuclear
Capacitación de personal, formación y calificación
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Protección y control.
Operación de la transmisión
Planificación de la transmisión
Voltajes y reactivos
Por otro lado, y para el caso particular de los estándares de operación de la red de
transmisión, la NERC reconoce la necesidad de operar promoviendo la confiabilidad del
sistema, de manera de no afectar otras áreas interconectadas. En este sentido, para la
operación y planificación del sistema, la NERC establece el cumplimiento del criterio N -1.
Así, la inestabilidad y la separación incontrolada o la salida en cascada de elementos del
sistema, no pueden ser resultado de la contingencia simple más severa aplicada al sistema.
Para mayor seguridad y de manera de medir la robustez del sistema se consideran
además salidas intempestivas múltiples con probabilidad aceptable de ocurrencia. Estas
deben ser incorporadas al análisis y operación del sistema, para así prevenir las situaciones
mencionadas en el párrafo anterior.
Con lo anterior, se definen estados de operación en virtud del tipo de contingencia con
la que se enfrenta, de manera de dirigir la operación del sistema y mantenerlo dentro de los
márgenes de funcionamiento normal. Para cada uno ellos se establecen rangos entre las
cuales pueden transitar las variables relevantes del sistema, junto a disposiciones para la
operación y procedimientos de operación orientadas a superar las emergencias y la
ocurrencia de contingencias.
En cuanto a la generación, se establecen rangos de operación en régimen transitorio,
así como para estados previos y posteriores a contingencias. Asimismo, se hacen
requerimientos para distintos tipos de reservas, estableciéndose que la reserva en giro debe
ser al menos el 70% de la reserva en giro total del sistema, valor definido por cada
Organización Regional14
. También se define la posibilidad de interrumpir transferencias a
mercados vecinos en caso que sea necesario, junto al establecimiento de acuerdos para
intercambio de reservas u apoyo en caso de que se requiera. Todo lo anterior debe cumplirse
ante la presencia de la contingencia más severa bajo criterios de transferencias normales.
Además se establecen disposiciones, en cuanto al análisis y evaluación de la
suficiencia de recursos, controlándose y estableciéndose periodos de reposición para distintas
variables.
En el caso del sistema de transmisión se impone un lapso de 30 minutos15
, como límite
máximo para restablecer el sistema, ello posterior a la violación de los límites de seguridad
14
Tal condición es definidos en el Standard BAL-002-WECC-1 - Contingency Reserves, standard que es
definido en (9).
15 Tal condición es definidos en el Standard IRO-005-2 — Reliability Coordination — Current Day Operations,
standard que es definido en (9).
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para la operación, y según los valores definidos para la mantención de niveles de seguridad
adecuados (estado normal o previo a contingencia). Otro aspecto importante, lo constituye la
existencia de los coordinadores de seguridad, los cuales asesoran la seguridad y coordinan la
operación en caso de emergencia, ello a nivel regional o sub-regional.
En cuanto a seguridad y como política para la operación del sistema, para la generación
se impone el control sobre el ACE (Area Control Error), parámetro que mide la frecuencia
entre áreas de control y la de transferencias entre distintas interconexiones. Así ante la
ocurrencia de una contingencia, se deben tomar las medidas para cumplir con el estándar de
control de perturbaciones16
, junto a la adopción de medidas precautorias en el caso de la
presentación de una nueva contingencia. En este sentido, se debe cumplir que el ACE debe
volver a cero o estar dentro de los niveles normales previo a la perturbación, dentro de un
lapso de 10 minutos.
Adicionalmente, se incluyen en la operación de los sistemas una serie de normas y
reglamentos, dentro de los cuales se definen requerimientos para el control automático de
generación, adquisición de datos, tiempos de respuesta, restauración del suministro,
funciones y procedimientos para los coordinadores de seguridad, dentro de otros.
En relación al sistema de distribución, el sistema americano cuenta con una cantidad
considerable de compañías que prestan el servicio, entidades que se encuentran reguladas
tanto en precios como en tasas de retorno. Al respecto, no existen pautas o requisitos para la
medición del funcionamiento de la distribución en lo que se refiere a confiabilidad del
servicio. En este sentido, el Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE) publica
un conjunto de directrices que identifican índices de confiabilidad en distribución y los
factores relevantes para su cálculo. Dichos índices están destinados a ser aplicados a los
sistemas de distribución, subestaciones y equipamiento eléctrico, y se agrupan en la 1366
IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices (5).
En el estándar desarrollado por la IEEE se presenta un conjunto de términos y
definiciones que pueden ser utilizados de manera uniforme en el desarrollo de los índices de
distribución para medir la confiabilidad del servicio, identificando los factores que afectan a
los índices, y ayudando a la definición de un marco consistente de comparación para el
servicio prestado por las empresas de distribución. Los parámetros relevantes a medir de
acuerdo al estándar IEEE, que definen la confiabilidad en los sistemas, se pueden apreciar en
la siguiente tabla
16
Tal condición es definidos en el Standard BAL-002-0 — Disturbance Control Performance, standard que es
definido en (9).
35
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Tabla 1. Definición de índices Standard IEEE 1366 (5)
4.2 Canadá
Respecto al mercado eléctrico canadiense, se puede mencionar que gran parte de los
actores participantes son de propiedad pública, sólo con algunas excepciones.
Tradicionalmente, la industria canadiense ha estado formada por empresas integradas que
abarcan desde la generación de energía hasta la venta de la misma a usuarios finales. No
obstante en algunas regiones del país la situación ha ido cambiando desagregando los
mercados en búsqueda de mayor competencia. Cabe destacar que Canadá es uno de los
productores de energía más grande del mundo, sólo detrás de EE.UU., Rusia, China y Arabia
Saudita, transformándose en un importante exportador de energía, teniendo a los EE.UU.
como principal cliente.
Desde el punto de vista regulatorio, en Canadá se deja en manos de cada una de las
provincias que forman el país. No obstante, como las regiones han introducido la
competencia en los distintos segmentos del mercado eléctrico, o han privatizado parte de
ellas, es que los reguladores independientes han incrementado su rol, sin existir
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correspondencia ni dependencia entre las distintas entidades de las diferentes regiones. Cabe
destacar que en su papel de exportador de energía a los Estados Unidos, la NERC posee una
posición relevante en la regulación del mercado eléctrico de Canadá, cuya autoridad es
reconocida en el país, y quien desarrolla y hace cumplir las normas de confiabilidad,
monitorea el sistema, y evalúa el futuro de la suficiencia de los sistemas.
Respecto a los estándares de confiabilidad de los sistemas, y dado el rol de la NERC en
el sistema, la definición de estándares aplicables al sistema canadiense son homólogos a los
que son requeridos en los Estados Unidos, detallados en el capítulo 4.1.
Respecto a los estándares de seguridad, en el sistema canadiense se definen criterios de
operación que se han puesto en marcha para medir o garantizar la seguridad adecuada de la
oferta, tales como:
Procedimientos de operación en isla ante desequilibrio de la carga. Tal
procedimiento indica que deben ser requeridos mecanismos automáticos
cuando la frecuencia supere una banda de ±0,2 hz de los 60 hz que define al
suministro.
Definición de esquemas de desconexión automática de carga por baja
frecuencia.
Definición de esquemas de desconexión automática de generación por baja
frecuencia.
Definición de reservas de 10 y 30 minutos y reservas sincronizadas,
disponibles ante escenarios de contingencia.
Procedimientos para transferencias de energía de emergencia entre las distintas
zonas geográficas, y sus requerimientos para mantener a los sistemas en
condiciones normales de operación.
4.3 Reino Unido17
El sector eléctrico inglés se encuentra reestructurado desde 1989, año en el cual se
dicta la Electricity Act. En esta se sientan las bases para introducir la libre competencia en la
generación y la comercialización de la electricidad, junto con la creación de mecanismos
para promover la eficiencia económica en los sectores que se establecen como monopolios
regulados (transmisión y distribución).
De esta forma, a partir del año 1990, el sector eléctrico de Inglaterra y Gales adoptó un
nuevo modelo organizativo, basado en la separación de actividades y la eliminación de
barreras de entrada en aquellas que pueden realizarse en régimen de competencia.
El sistema del Reino Unido y Gales, que se interconecta con el sistema de Escocia y
Francia, se compone de cuatros sistemas de transmisión – uno en Inglaterra y Gales, dos es
Escocia y uno en Irlanda del Norte. Cada uno es independiente desde el punto de vista tanto
17
Referencia (11)
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de la propiedad como de la operación. El más grande de los sistemas, en términos de
longitud y de clientes es la National Grid Company (NGC), quien es propiedad de las líneas
de alta tensión en 400 kV y 275 kV. Las obligaciones legales de la NGC son el desarrollo y
mantenimiento de un sistema eficiente, coordinado y económico, la facilitación de la
competencia en el mercado de la generación y la preservación de la calidad del suministro y
del cuidado del medio ambiente. La NGC también tiene la obligación de informar las
características operacionales de la red, incluyendo sus capacidades, las oportunidades a
futuro y los requisitos de conexión para cualquier actor que desee participar del mercado. La
NGC es la encargada también de operare las interconexiones entre los sistemas locales, y del
los enlace submarino que conecta Francia y el Reino Unido. Los operadores también tienen
un papel relevante en el equilibrio entre generación y demanda en cada momento,
garantizando la seguridad de la red bajo todo evento. Respecto al sistema de distribución,
existen doce operadores de redes de distribución en Inglaterra y Gales, dos en Escocia y una
en Irlanda del Norte.
Respecto a los criterios de planificación exigidos por la regulación del mercado del
Reino Unido, se dispone de requerimientos de diseño para la seguridad de las
interconexiones. El sistema de transmisión en Inglaterra y Gales ha sido diseñado con un
estándar de seguridad N-2 estricto, de manera de asegurarse de que la red es resistente, es
decir, que la electricidad seguirá fluyendo desde generadores a consumidores aún en el caso
que parte de la red sea interrumpida, ya sea producto del mal tiempo, porque un equipo se ha
sacado momentáneamente de servicio, o por la razón que sea. Las normas definidas por la
NGC son tanto o más rigurosas que las que se aplican a países desarrollados: la mayoría de
los propietarios de transmisión de los EE.UU., Canadá y Europa Occidental utilizan el
estándar N-1 para planificación de los sistemas
Respecto al sistema de transporte de energía define como índices para la medición de
la confiabilidad operacional del sistema los siguientes:
Disponibilidad del sistema: la disponibilidad del sistema se reduce cada vez que
un circuito sale de servicio, ya sea para fines de mantenimiento programado o
conexión de nuevos elementos al sistema o como consecuencia de una falla. La
disponibilidad del sistema se calcula mediante la siguiente fórmula.
Indisponibilidad del sistema: la indisponibilidad del sistema se calcula
mediante la siguiente fórmula
La indisponibilidad se divide en cuatro categorías, tres de las cuales son
planificadas, mientras que la restante no lo es en absoluto:
o Indisponibilidad por mantenimiento
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o Indisponibilidad por construcción en el sistema
o Indisponibilidad por conexión de nuevos usuarios
o Indisponibilidad inesperada
Adicionalmente, el Reglamento de Red (NETS Grid Code) y el estándar de calidad de
suministro (NETS SQSS) definen el requerimiento de nivel de seguridad necesario que es
exigido al sistema. El nivel de seguridad requerido en una subestación aumenta con la
demanda conectada a dicha subestación, así como también corresponde una mayor exigencia
a la confiabilidad a los sistemas de mayor nivel de voltaje.
Es relevante en este punto lo que se define por incidente de pérdida de suministro, el
que de acuerdo a la regulación del Reino Unido se define como cualquier incidente en la red
de transporte que se traduce en una pérdida de suministro a algún cliente o grupo de ellos. De
acuerdo a lo exigido por el regulador, todos los incidentes en las redes deben de ser
informados, tanto en la causa del incidente, su ubicación, duración y una estimación de la
energía no suministrada por evento.
Finalmente, el sistema británico reconoce como índice sistémico para el sistema de
transmisión el concebido a partir de la siguiente fórmula:
De esta forma, y dando cuenta a los requerimientos indicados en la Ley eléctrica que
rige el mercado del Reino Unido, la National Electricity Transmission System, en su informe
anual del funcionamiento del sistema correspondiente al período 2009-2010(6), publica que
para dicho período la disponibilidad del sistema de transmisión alcanzó un 95,44%, índice de
carácter global.
Desde el punto de vista de la disponibilidad anual del sistema, el informe indica la
evolución de la disponibilidad a partir del año 2005.
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Figura 19. Disponibilidad anual del sistema
Respecto a la seguridad de los sistemas, este es supervisado a través de la estimación
de la energía no suministrada producto de incidentes que afecten el sistema. Se destaca en el
documento que durante los años 2009-10 hubo 926 eventos de redes donde alguno de los
circuitos de transmisión se desconecta de forma automática o manual. La gran mayoría de
estos eventos no tuvo impacto en los usuarios de electricidad, resultando sólo en 55 de los
casos en pérdidas de suministros a los clientes. De esta forma, para el período en cuestión la
energía no suministrada alcanzó un monto de 671,4 MWh, lo que se traduce en una
confiabilidad del suministro para el sistema completo de 99,999979%. Las figuras y tablas
siguientes indican tanto el número de eventos con pérdida de suministro y la energía no
suministrada fruto de tales acontecimientos.
94,0%
94,2%
94,4%
94,6%
94,8%
95,0%
95,2%
95,4%
95,6%
95,8%
2005-06 2006-07 2007-08 2008-09 2009-10
% D
isp
on
ibili
dad
an
ual
de
l sis
tem
a
DISPONIBILIDAD ANUAL DEL SISTEMA
40
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Figura 20. Número de incidentes de pérdida de carga
Figura 21. Estimación energía no suministrada National Electricity Transmission System
0
10
20
30
40
50
60
2005-06 2006-07 2007-08 2008-09 2009-10
# d
e o
curr
en
cias
-
200
400
600
800
1.000
1.200
2005-06 2006-07 2007-08 2008-09 2009-10
MW
h
ENERGÍA NO SUMINISTRADA
NÚMERO DE INCIDENTES DE PÉRDIDA DE CARGA
41
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Respecto de las normas aplicables a las empresas de distribución, estas no resultan tan
rigurosas como en el caso de la transmisión, debido a que una falla en este sistema puede
afectar a menos clientes que en el caso de las grandes redes de transporte de energía. Los
índices que considera el mercado de Gran Bretaña para la medición de la confiabilidad en sus
sistemas corresponden al SAIDI, SAIFI y MAIFI, de acuerdo a la definición del capítulo 4.1,
las cuales son aplicadas a las redes de alta, media y baja tensión.
4.4 Alemania18
Antes de la liberalización del mercado alemán de electricidad en 1998, los proveedores
integrados de la energía eran responsables por si solos de procurar un suministro
ininterrumpido de energía a los consumidores. En un marco de mercados competitivos y
descentralizados como el que hoy enfrenta el mercado alemán, el nivel de capacidad de
generación tiene que encontrarse en un proceso dinámico, a través de la interacción de todos
los participantes en el mercado. Es en este contexto que el mercado se enfrenta a la necesidad
de equilibrar en la planificación y operación de los sistemas los principios técnicos,
económicos, seguros y sustentables que deben regir a los sistemas eléctricos.
El mercado alemán se caracteriza por un sistema de libre comercio, donde básicamente
se le permite a cualquier participante participar en el mercado de electricidad, ya sea a corto
o largo plazo, o bien en un intercambio vía contratos bilaterales. Por otro lado, el mercado de
electricidad alemán tiene sólo como producto la energía, sin existir hoy mecanismos que
expliciten el pago por energía y potencia de forma diferenciada.
La definición de seguridad de suministro para el mercado alemán se logra cuando los
consumidores son capaces de cubrir sus necesidades de energía de forma interrumpida y
sostenible en el largo plazo. Adicionalmente, a este concepto se ha agregado el hecho de que
en caso de que no se logre abastecer los requerimientos de energía en el sistema, debe existir
un mercado de compensación, el que debe procurar dar cuenta de forma económica de las
pérdidas para los clientes por el hecho de no haber sido cumplida su demanda por energía.
De esta forma, el mercado alemán diferencia lo que se refiere al largo plazo, a efectos
netamente de la planificación de los sistemas; con efectos de corto plazo, relacionados
principalmente a la operación de los mismos, ambos casos en la búsqueda de minimizar la
energía no suministrada a los clientes finales.
Respecto a la planificación del sistema, el parámetro más relevante que el mercado
toma en cuenta se refiere a la capacidad instalada y las reservas del sistema. A mayor
capacidad instalada sobre los requisitos de demanda, mayor es el nivel de seguridad de
suministro para el sistema. Resulta evidente que la confiabilidad del sistema sólo puede
lograrse en caso que la capacidad de generación es suficiente para cubrir la demanda en todo
momento, incluso ante la presencia de acontecimientos que escapan de su operación normal.
No obstante, y a nivel de costos, no resulta conveniente niveles exagerados de reserva en
18
Referencia (11)
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generación, por lo cual, los criterios de planificación deberán buscar niveles óptimos de
capacidad. En la actualidad, el nivel de capacidad del sistema alemán surge de las decisiones
individuales, en una mirada global, de todos los actores del sistema, en base a la cobertura de
sus inversiones y la remuneración que cubra los costos del proyecto.
En este sentido, el impacto de las interrupciones se mide en forma del valor de la
pérdida de carga, VOLL por sus iniciales en inglés (Value of Lost Load). En la práctica, este
mecanismo no resulta del todo sencillo calcular debido a problemas relacionados con la falta
de datos adecuados para su cálculo.
En este sentido, y englobando todo lo anterior, en Alemania, la seguridad del
suministro a corto plazo se basa en la reserva de mercado y el equilibrio del mismo. En el
diseño de la reserva actual del mercado se identifican dos bienes por separado: la reserva en
capacidad y la reserva en energía.
Respecto a los requerimientos de confiabilidad en el sistema de distribución alemán, su
medición depende netamente de la ocurrencia y el impacto de las interrupciones no
planificadas, así como los tiempos específicos de restauración. Por esta razón, las estrategias
de estructura, equipamiento y explotación de las instalaciones tienen una influencia decisiva
sobre la confiabilidad del suministro. Con el fin de asegurar una adecuada descripción y
evaluación de la confiabilidad del suministro es necesario el uso adecuado índices de
confiabilidad probabilística. Los índices utilizados son los internacionalmente aceptados:
Índice de frecuencia de interrupción del sistema (SAIFI)
Índice medio de duración de interrupción (CAIDI)
Índice promedio de duración de interrupción del sistema (TIEPI)
En este sentido, la Federal Network Agency for Electricity (7), es la autoridad federal
independiente responsable de la toma de decisiones en el ámbito de la electricidad, y se
encarga de la aplicación y supervisión de los requerimientos estipulados en la regulación del
sector eléctrico. En su responsabilidad recae el asegurar los siguientes aspectos:
En la medida de lo posible, un suministro seguro, un sistema de redes rentables,
amigables para el consumidor, eficiente y compatible con el medio ambiente de
la electricidad y el gas al público en general;
Asegurar la competencia en el mercado, asegurando el funcionamiento eficaz
de las redes de suministro de energía a largo plazo;
La aplicación y cumplimiento de aspectos regulatorios en el ámbito del
suministro de energía por cable.
De acuerdo a lo informado en su página web, la confiabilidad de suministro en
Alemania es muy alta. La duración media de interrupción en el suministro de energía fue
16,89 minutos para consumidor final en 2008. Este es el resultado de los informes
presentados a la Agencia Federal por los agentes participantes del mercado, en conformidad
con el artículo 52 de la Ley que rige al sector Energía. Los informes deben contener, como
mínimo, el tiempo, la duración, el alcance y la causa de cada interrupción, para cada fuente
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de alimentación. En total, 846 operadores de redes informaron de aproximadamente 208.100
interrupciones, de un total de 871 operadores.
Los cálculos se basan únicamente en las interrupciones no planificadas que duran más
de tres minutos, debido a los efectos atmosféricos, efectos retroactivos procedentes de otras
redes o los causados por terceros, y otros impactos que entran en el alcance del operador de
red de la responsabilidad. Las interrupciones por causas de fuerza mayor no se tienen en
cuenta.
4.5 Francia19
El mercado francés es muy diferente al resto de los mercados europeos. Mientras en
Gran Bretaña, España y los países Nórdicos se han adoptado medidas para introducir
competencia y la participación de múltiples agentes privados en los segmentos de generación
y/o comercialización, las reformas francesas al sector energía procuran justamente lo
contrario, es decir, mantiene una organización en base a una gran empresa estatal integrada
verticalmente. El sistema eléctrico francés es el segundo mayor de la Unión Europea, de los
cuales, cerca del 80% han sido generado por las casi sesenta centrales nucleares construidas
en los 70. El resto de la energía se reparte entre producción hidráulica y térmica
convencional.
Respecto a la transmisión, está a cargo de la RTE, empresa filial del Grupo EDF, quien
opera la red de transporte de energía de Francia. RTE es responsable de la explotación,
mantenimiento y desarrollo de la red pública, del funcionamiento seguro y confiable del
sistema, del ajuste de la generación a los requerimientos de demanda del sistema y del acceso
equitativo y no discriminatorio a la red de transmisión para todos los usuarios.
Si bien el último proceso de reformas ha dado un paso lento hacia un escenario
competitivo, sigue siendo monopolio del sistema la operación de la Electricité de France
(EDF). La EDF es la principal empresa de generación y distribución de electricidad en
Francia, cuya propiedad a partir del año 2007 es de 84,8% del estado Francés, 13,3% de
particulares e instituciones y el 1,9% de los empleados.
Respecto entonces a los indicadores que reflejen la seguridad del sistema de
transmisión, y de manera similar a los otros países revisados, la regulación considera como
índices el tiempo equivalente de interrupción y frecuencias de interrupción de corta y larga
injerencia en el sistema. El tiempo de interrupción equivalente se define como la energía no
suministrada originada como consecuencia de los cortes de energía al cliente y la
desconexión de carga, y es expresada en relación a la potencia total anual suministrada por
RTE a sus clientes. Por su parte, la frecuencia de interrupción de larga injerencia es la
relación entre el número de caídas de tensión a nivel de clientes y el número de clientes,
industriales y empresas distribuidoras, conectados a la red. Un corte de larga injerencia es
una interrupción de suministro que dura por lo menos 3 minutos, donde el cliente no puede
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Referencias (11), (14)
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obtener suministro de una fuente alternativa de generación. Por su parte, la frecuencia de
corta injerencia se refiere a interrupciones que duran entre 1 segundo y 3 minutos. Las
siguientes figuras muestran los índices de desempeño para los sistemas de transporte de
Francia en el período 2000-2008, de acuerdo a lo indicado en el reporte del sector eléctrico
francés (8).
Figura 22. Tiempo equivalente de interrupción (8)
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Figura 23. Frecuencia interrupciones de alta injerencia(8)
Figura 24. Frecuencia interrupciones de baja injerencia(8)
Respecto a los estándares operacionales que son exigidos por la regulación del sistema
eléctrico Francés, se definen márgenes de operación que permiten asegurar un suministro
confiable del sistema:
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Un margen de seguridad mínimo que se puede recurrir en menos de 15
minutos, de más de 1.500 MW, cifra que se calcula como suficiente para
compensar la pérdida instantánea de la unidad más grande.
Un margen de seguridad mínimo para dar cumplimiento con la demanda en el
período siguiente a la interrupción, es decir, entre los 15 minutos y las
próximas 8 horas de ocurrido el suceso.
Si tales condiciones no se cumplen, se activa el estado de situación crítica, a partir de la
cual la regulación define procedimientos que permitan al sistema retomar el estado normal de
operación.
Finalmente, respecto de la distribución de energía, esta se encuentra a cargo de ERDF
(Electricité Reseau Distribution France), empresa filial 100% de propiedad de EDF, quien es
la encargada de la distribución pública de electricidad a más del 95% de la Francia
continental. Respecto a los índices utilizados para la medición de la confiabilidad de los
sistemas, y de manera similar al resto de los países estudiados en este informe, son
calculados el SAIFI, MAIFI, ENS y AIT. Por AIT se entiende como el tiempo promedio de
interrupción.
4.6 Unión Europea20
La mayor parte de los países europeos han procurado la liberalización de los mercados
de energía. Tal situación incorpora definiciones técnicas, económicas y regulatorios. Uno de
esos problemas es la relación entre clientes y proveedores de energía y la normalización de la
calidad del suministro en la totalidad del mercado.
En general, los países pertenecientes a la Unión Europea (UE) los índices para la
medición y análisis de la confiabilidad del sistema que son equivalentes a los utilizados en
otras regiones del mundo:
SAIDI: System average interruption duration. En algunos países se utilizan el
CMLs que es índice que indica minutos de interrupción para el cliente final de
energía por año.
SAIFI: System average interruption frequency index, número de interrupción a
clientes por cada 100 clientes, por año.
MAIFI: Momentary average interruption frequency index, índice de frecuencia
de interrupciones momentáneas.
ENS: Energy not supply.
AIT: Average interruption time.
Cinco índices de fiabilidad generalmente se reportan anualmente en la mayoría de
países europeos. SAIDI, SAIFI y MAIFI pueden incorporar interrupciones planificadas o
forzadas. También son utilizados estos índices en el segmento distribución en distintos países
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Referencias (11), (15)
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europeos. SAIFI, SAIDI y MAIFI son aplicados para alta, media y baja tensión en Gran
Bretaña, Hungría, Italia y Noruega. Por su parte, para países como Grecia, Portugal, Francia,
Lituania, Noruega, Suecia, Estonia e Irlanda son aplicadas sólo SAIDI y SAIFI para todos
los niveles de tensión. En Eslovenia y Bélgica se aplican estos mismos índices para alta y
media tensión. La duración media y la frecuencia por la potencia contratada, etc. son
monitoreadas en Austria, España, Finlandia, Portugal y Noruega.
Para las redes de transmisión, en Finlandia, Francia, Hungría, Irlanda, Italia, Lituania,
Polonia, Portugal, España, Suecia, Gran Bretaña y Noruega. No se controlan los índices de
confiabilidad en el transporte en Austria, Estonia, Grecia, Letonia y Eslovenia. El tiempo
total de interrupción se controla a nivel de transmisión también. El problema es que
generalmente no existe auditoría por parte de las autoridades.
Como se menciona al comienzo de este capítulo, el problema que se presenta en la
utilización de estos índices para comparar los niveles de confiabilidad de los sistemas de
distintos países es que, a pesar de que en teoría la manera de medir la confiabilidad es la
misma, la definición del cómo calcular dichos índices varía de país en país. Dicha diferencia
puede darse por el tipo de contingencia que se quiere medir, o el origen que ella presente
(segmento del sistema donde la falla se genera), de la consideración de efectos climáticos o
externos como causa de la interrupción, de la diferenciación de la densidad de clientes
(consideración áreas rurales/urbanas), entre otros.
4.7 India21
El sistema eléctrico de la India se divide en 5 regiones geográficas: regiones norte, nor
oriental, oriental, sur y región occidental, en un sistema donde los principales actores son los
gobiernos estatales y el gobierno central del país. El intercambio de energía entre los
distintos estados y regiones geográficas es controlado por la Power Grid Corporation of
India, también conocida como Central Transmission Utility (CTU), en coordinación con las
distintas compañías de transmisión y centros regionales de despacho de carga.
En lo referido a aspectos técnicos, la Autoridad Central de Electricidad (CEA), es la
organización independiente del Ministerio de Energía del Gobierno Federal y es responsable
de la regulación técnica del sistema eléctrico de la India. Sus atribuciones más importantes
son el formular el Plan Nacional de Electricidad, actuar como asesor técnico principal para el
Gobierno, y preparar las normas técnicas, normas de red y requisitos de seguridad para
construcción, operación y mantenimiento de plantas eléctricas y líneas de transmisión.
Adicionalmente es la encargada de registrar los datos relativos a la generación, transmisión,
distribución y utilización de la energía generada por las unidades pertenecientes al sistema.
Como se mencionó anteriormente, la seguridad del sistema se refiere al diseño y la
operación del sistema de manera tal de minimizar los tiempos de interrupción de suministro a
los clientes finales de energía. La definición de normativas y estándares técnicos buscan que
21
Referencias (16), (17)
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la operación de todos los elementos del sistema se encuentre dentro de rangos normales, en
base a los parámetros con que son diseñados.
Respecto a la planificación y expansión de los sistemas, en la Indica se ha
implementado históricamente un criterio N-1 determinístico, con lo cual se define que el
sistema operará en estado normal aún cuando un elemento, llámese línea de transmisión,
unidad generadora u equipos de transformación, presenten problemas y desconexión de la
red. No obstante lo anterior, el Plan Nacional de Electricidad que ha desarrollado la CEA
especifica criterios de planificación N-2 determinístico para grandes complejos de
generación (sobre 3.000 MW de capacidad) y corredores de varias líneas de transmisión (tres
o más líneas de doble circuito).
La totalidad de normas y estándares que rigen al sistema Indio se encuentran
recopiladas en la Indian Electricity Grid Code (IEGC) desarrollada por la CERC. En dicho
documento se definen adicionalmente las funciones de las diversas organizaciones que
participan del sistema y su organización, de manera de facilitar el funcionamiento del mismo.
En particular, el capítulo 3 del código en cuestión detalla los criterios de planificación y los
procedimientos para la conexión interestatal de las redes de transporte. Por su parte, el
capítulo 5 detalla los procedimientos de operación detallados para las redes de transmisión y
la organización de los centros de control regionales. Los temas de seguridad cubiertos en el
IEGC incluyen los siguientes tópicos:
Límites seguros de frecuencia y voltaje.
Condiciones de funcionamiento de las unidades generadoras.
Requisitos de sistemas y equipos auxiliares, coordinación de protecciones y
relés, y sistemas de comunicaciones.
Definición de reservas
Esquemas de protección de sobrevoltaje
Planes de contingencia ante fallos totales y parciales del sistema.
Definición de estados de operación y limitación de variables relevantes.
Presentación de informes de operación y notificación de eventos.
Adicionalmente a la IEGC, existen una serie de normas técnicas a nivel estatal, donde
se definen estándares y procedimientos a seguir en cada uno de los subsistemas, siempre bajo
el marco de la IEGC, cuyas exigencias son obligatorias para todos los agentes del sistema
completo. Cada código de la red estatal tiene una sección separada para la seguridad del
sistema de potencia, donde se establecen los requisitos y límites para los distintos parámetros
como la frecuencia, el voltaje, armónicos, esquemas de protección, control de potencia
reactiva, etc.
Respecto a los índices de seguridad y confiabilidad que son aplicables al sistema indio,
a nivel generación, se destacan el factor de planta, la disponibilidad de operación, las tasas de
interrupción forzada y el mantenimiento programado. Respecto a los sistemas de transmisión
el principal parámetro a medir es la disponibilidad del sistema, la que generalmente alcanza
valores por sobre el 90%. Finalmente, respecto a los sistemas de distribución, los índices
49
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relevantes corresponden a aquellos que dan cuenta de la duración media de la interrupción,
tanto para clientes como para alimentadores, frecuencia de interrupciones.
4.8 Corea22
A partir de la reforma del año 2001, la empresa monopólica de generación Korea
Electric Power Corporation (KEPCO) es reestructurada promoviendo un mercado
competitivo. De esta forma se crean 6 empresas de generación, las que compiten en un
mercado basado en costos, quedando en control del gobierno sólo la compañía a cargo de la
energía nuclear e hidráulica. Respecto a la distribución, se define libre competencia en el
mercado, mientras que la transmisión se mantiene a cargo de KEPCO, sin presentar
interconexión eléctrica con países vecinos.
Respecto a la suficiencia de los sistemas, específicamente en el segmento generación,
la norma predominante se define sobre el Loss of Load Probability (LOLP), fijándose
regionalmente como límite 0,5 días al año. Adicionalmente, y desde el punto de vista
operacional, las reservas de generación son definidas por norma. Se definen diferentes tipos
de reserva de acuerdo a su función específica en la operación del sistema:
Reserva de seguridad, la que actúa en casos de desequilibrio en la red, dada
situaciones de falla en los sistemas.
Reserva de control de frecuencia, con un nivel de 1.000 MW en casos que se
requiera. (Demanda máxima al año 2007 62.290 MW23
)
Reserva preparada, la cual es independiente de las otras dos y está disponible
para el operador del sistema en corto tiempo, de manera de hacer frente de
forma rápida y efectiva a situaciones de contingencias en el sistema. Se
requieren de 500 MW como reserva operacional y 1.000 MW como reserva en
standby.
Reserva fría, correspondiente a capacidad que el operador del sistema puede
disponer dentro de 120 minutos para hacer frente a contingencias, y que
corresponde a al menos 1.500 MW.
En relación a la planificación del segmento de generación, el mercado coreano exige
como estándar la consideración de un margen de reserva instalada de entre un 15% a un
20%, la cual es utilizada para cubrir incertidumbres en la evolución del equilibrio oferta y
demanda del sistema.
Respecto a la transmisión, se definen estándares que se relacionan principalmente con
la suficiencia del sistema. Dichos estándares, plasmados en las normas que rigen la operación
y planificación del sistema, se refieren en particular a mecanismos y especificaciones
requeridas para la conexión de unidades de generación al sistema, la construcción o refuerzos
22
Referencias (18), (17)
23 Fuente (KEPCO website, www.kepco.co.kr/eng/, 2006 figures, 2008)
50
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de líneas de transmisión, además de la identificación de técnicas de evaluación de la
confiabilidad del sistema de transmisión, de manera de asignar valor económico a tal
características.
Finalmente, respecto a los índices de confiabilidad y seguridad de los sistemas de
distribución, se destaca el hecho que en el mercado coreano se monitorean aspectos tales
como nivel de pérdidas, frecuencias de interrupción y duración de las mismas, así como
también el monto total de energía no suministrada para efectos de los clientes.
4.9 Japón24
El sistema japonés se compone por 10 compañías de electricidad, divididas de acuerdo
a la geografía que presenta el país. Cada una de estas compañías privadas es responsable de
la generación, transmisión y distribución de la energía para la respectiva área donde prestan
servicios. Eléctricamente, el sistema cuenta con la particularidad de que en él coexisten dos
frecuencias, 50 y 60 Hz, y donde las diferentes regiones se encuentran unidas a través de
interconexiones HDVC.
En lo que respecta a la confiabilidad de los sistemas, la Electric Power System Council
of Japan (ESCJ), designada por el Ministerio de Economía, Comercio e Industria del Japón,
es la encargada, de forma independiente, de velar por la correcta operación de los sistemas de
generación, transmisión, distribución y otros servicios relacionados, de acuerdo a la Ley
eléctrica imperante. Es directamente la responsable de la seguridad del abastecimiento
eléctrico de manera de proporcionar un entorno competitivo y justo.
En virtud de lo anterior, la ESCJ ha publicado varias guías y estándares en materia de
seguridad y fiabilidad del sistema. El propósito de dichos estándares es establecer criterios y
directrices para la planificación y el funcionamiento del sistema integrado, de acuerdo a lo
estipulado en la ley. No obstante, recaerá en cada una de las compañías participantes del
sistema desarrollar y publicar los detalles de los requisitos, límites y especificaciones de sus
equipos, de manera de garantizar la operación segura de sus respectivos sistemas.
El ESCJ también ofrece un servicio de información del sistema. El sistema permite a
los miembros de la ESCJ, o usuarios registrados, el acceso a la información relativa al
sistema de energía japonés, incluyendo la capacidad operativa de las líneas de transmisión, la
información sobre interrupciones del sistema, las corrientes y los flujos de energía eléctrica,
la demanda de energía, el suministro y la demanda, las causas de los apagones y los datos del
medio ambiente, entre otras.
La responsabilidad de la vigilancia y el control de la suficiencia de los sistemas, en lo
que se refiera a la planificación del mismo, está en manos del Ministerio de Economía,
Comercio e Industria del Japón (ME), la que lleva a cabo una serie de estudios de manera de
dar cuenta del abastecimiento de energía en el largo plazo y los requerimientos de inversión
24
Referencias (16), (17)
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que resultan de satisfacer tal condición, identificando los puntos clave relacionados con la
suficiencia en generación, esto es, escenarios futuros de demanda por energía y potencia,
capacidad futura de generación, determinando de esta forma la reserva de generación del
sistema.
Desde el punto de vista de la transmisión, cada una de las compañías eléctricas es
responsable del control de sus sistemas, velando por el cumplimiento de las capacidades
térmicas y la estabilidad de sus redes. Adicionalmente, serán ellos mismos los que deban
definir planes de expansión de las redes, en función de sus requerimientos respectivos. Sin
embargo, la interconexión entre los distintos sistemas es de cargo da la ESCJ. De esta forma,
dicha institución deberá definir pautas generales para garantizar el correcto funcionamiento
de la conexión entre los distintos sistemas, abordando la correcta adecuación del sistema de
transmisión. Entre ellos deberá, en conjunto con las compañías definir escenarios futuros,
tanto de requerimientos como de configuración de los respectivos sistemas, además de un
criterio común para la seguridad del sistema.
Las normas de confiabilidad, suficiencia y seguridad para el sistema japonés son
proporcionadas a través de reglamentos, las que en algunos casos proveen requisitos
específicos. No obstante, dejan generalmente en manos de las compañías de electricidad
verticalmente integradas la definición de límites y requerimientos específicos, estando
obligados a publicarlos para conocimiento de todos los participantes. En particular, la norma
técnica japonesa, en relación a temas relacionados con la confiabilidad, cubre los siguientes
aspectos:
La aplicación de requisitos técnicos específicos para los participantes que
deseen conectarse al sistema japonés, lo que abarca el nivel de límites en los
niveles de tensión, factor de potencia, fluctuaciones de frecuencia,
fluctuaciones de tensión, contenido de armónicos, la estabilidad del sistema,
tasas de falla, esquemas de protección, sistema de comunicaciones y SCADA.
Disposición de las normas de funcionamiento para el sistema de alta tensión, de
manera de cubrir la operación del sistema tanto en condiciones normales como
anormales. Los aspectos regidos por el Reglamento incluyen la configuración
del sistema, sistema de monitoreo, el control del flujo de energía, la definición
de planes contra contingencias, planes de restauración de servicio, etc.
La norma técnica especifica el uso de la generación y equipos de desconexión
de cargas de manera de evitar la sobrecarga de la red o para mantener la
frecuencia y la estabilidad en el caso de una sobrecarga causada por una
contingencia. Define adicionalmente la operación en isla del sistema de manera
de mantener la frecuencia y la estabilidad del mismo.
Respecto a la operación de las redes de distribución, este es supervisado por las
respectivas compañías dentro de su área de servicio. No obstante, no existen en distribución
pautas que definan los índices a utilizar para la medición de la confiabilidad de los sistemas.
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El segundo aspecto considerado por el mercado japonés para la cuantificación de la
confiabilidad de los sistemas, guarda relación con la seguridad en la operación de los
mismos. En este sentido, y al igual que en los aspectos que resguarda la suficiencia del
sistema y que fueron explicados anteriormente, las normativas prevén algunos requisitos
específicos, pero en la mayoría de los casos deja en manos de los operadores de los sistemas
la responsabilidad de desarrollar directrices para los límites de la operación. En el caso del
segmento generación, las normas de seguridad se refieren principalmente a la definición de
márgenes de seguridad y las capacidades disponibles, tanto en condiciones normales como
anormales. En particular, la norma indica lo siguiente:
En estado de operación normal, el operador del sistema debe asegurar una
capacidad de regulación del 1% - 2% de la capacidad del sistema.
En condiciones anormales, el operador deberá utilizar esquemas de
desconexión de carga o de generación de manera de mantener un
funcionamiento estable. Debe igualmente aislar las interconexiones de manera
de evitar que la condición anómala se extienda a otras áreas.
La norma provee también de procedimientos para asegurar la reserva en giro y la
reserva caliente del sistema para hacer frente a perturbaciones en su operación:
Reserva en caliente: permite cubrir errores en las proyecciones de demanda del
sistema o interrupciones momentáneas de generación por contingencia. En este
sentido, se exige que el operador del sistema mantenga entre un 3% y un 5% de
la capacidad máxima del sistema o la cantidad equivalente a la unidad más
grande de generación.
Reserva en giro: la cual es requerida cuando se genera un desajuste de la oferta
y la demanda, dado por ejemplo por fluctuaciones instantáneas de demanda o
interrupción intempestiva de la producción de un generador, se exige a los
operadores mantener un 3% de la capacidad del sistema.
Respecto a la transmisión, los aspectos de seguridad que son normados por la
regulación japonesa son los siguientes:
Criterios de seguridad: referidos a que el flujo circulante de energía no debe ser
superior a la capacidad nominal de las instalaciones. De igual modo, los niveles
de voltaje y la estabilidad de tensión deberán mantenerse dentro de un rango
previamente definido. Un último criterio de seguridad guarda relación con la
operación estable de los generadores.
Configuración N-1: situación que indica que el sistema operará en condiciones
normales en el caso que se genere una contingencia en cualquier elemento ya
sea del sistema de generación, en la transmisión o en la transformación.
Adicionalmente considera esquemas de desconexión de carga en caso de
sobrecargas por contingencias mayores.
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La norma incluso considera configuraciones N-2, sin embargo el requisito es
aplicable sólo en elementos cuya falla podría generar importantes implicancias
en el resto del sistema.
La norma también proporciona guiamientos para enfrentar situaciones tales como:
Procedimientos para operaciones en condiciones anormales, incluyendo asuntos
administrativos, planes de recuperación de servicio, esquemas de desconexión
de carga.
Requisitos para control de potencia reactiva en condiciones normales y
anormales.
Planes de acción para enfrentar contingencias, incluyendo definición de
tiempos máximos para superar las fallas.
Determinación de límites térmicos y por estabilidad de tensión de las líneas.
Determinación de margen de reserva en capacidad para interconexión de
sistemas debe ser, en principio un 3% de la capacidad del sistema o la
capacidad de la mayor unidad del sistema. Estos márgenes pueden ser
utilizados por los respectivos operadores en caso que no sea posible abastecer
su demanda local con la generación disponible. Se indica igualmente un
procedimiento detallado ante congestión en las interconexiones.
Finalmente, la norma técnica indica que respecto a la distribución, los criterios de
seguridad del sistema son los siguientes:
Se definen límites técnicos de capacidad para las instalaciones.
Se debe cumplir con condición N-1 en alimentadores de manera que una
contingencia afecte levemente a la operación normal del sistema y no es
expanda al resto del mismo.
La norma japonesa define también directrices respecto al funcionamiento del sistema
de distribución en condiciones anormales, de manera de garantizar la seguridad del sistema,
incluidas situaciones de escasa oferta, regulación de frecuencia, control de potencia reactiva
y la coordinación de las interrupciones programadas.
4.10 China25
El mercado eléctrico chino ha sido objeto de constantes reformas respecto a su
estructura, organización y responsabilidades, así como de la institucionalidad en sí misma.
Tal situación ha permitido al sector pasar de una estructura única de integración vertical y de
propiedad exclusiva del gobierno central, a un conjunto de distintas empresas que operan el
sistema, buscando una mayor competencia.
25
Referencias (16), (17)
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La red eléctrica del país se reduce a seis regiones principales, las que se encuentran
interconectadas a través de líneas de alta tensión, principalmente en 500 kV y enlaces
HDVC.
Respecto a la confiabilidad de los sistemas, la responsabilidad de supervisar, gestionar
y mejorar tal característica recae sobre la Electric Power Reliability Management Centre
(EPRMC) organismo que pertenece a la State Electricity Regulatory Commission (SERC).
Específicamente su responsabilidad es formular estándares de confiabilidad y reglamentos
nacionales relacionados, recopilar datos acerca de la confiabilidad del sistema, tanto global
como local, publicar los índices respectivos y, finalmente, formular criterios de confiabilidad
para la construcción de nuevas instalaciones. Los reglamentos generados por la EPRMC
proveen a las empresas de generación y transmisión de directrices para la recopilación de
datos y el cálculo de índices para su evolución, así como de formatos para la publicación de
los mismos.
En relación al sector generación, los índices definidos se refieren a la disponibilidad de
las unidades, poniendo énfasis a los cortes planificados y no planificados, al tiempo medio de
recuperación, duración y frecuencia de las interrupciones, entre otros.
De manera similar, las empresas de transporte de energía cuentan con metas tanto para
la transmisión en corriente continua como alterna, las que están destinadas a minimizar tanto
las interrupciones planificadas (mantenimientos programados) como las no planificadas
(salidas forzadas de operación). Es responsabilidad de las empresas individuales de
generación y transmisión establecer estrategias para dar cumplimiento con los estándares
definidos.
Respecto a la distribución, la EPRMC define estándares con características similares
que las exigidas a los sistemas de generación y transmisión, dictando igualmente la
metodología de recolección de datos, los índices a evaluar para la confiabilidad del sistema y
el formato para la presentación de los informes de operación. La EPRMC controla el
rendimiento del sistema de distribución mediante el establecimiento de metas de
confiabilidad, índices cuyo foco son los clientes conectados al sistema, específicamente en el
número y la duración de la interrupción del suministro, y el monto de energía no
suministrada. Será entonces responsabilidad de las respectivas empresas el gestionar su
operación de manera de cumplir con el requerimiento fijado por la EPRCM.
En relación a la seguridad de los sistemas, es nuevamente el EPRMC el responsable de
su regulación, a través de la aplicación de normas. Las normas establecen que los
participantes del mercado se deben ajustar a la reglamentación prevista cuando se utiliza el
sistema de energía con el fin de garantizar un funcionamiento seguro. De esta forma, la Ley
Eléctrica de 1995, determina los requerimientos que involucran tanto la seguridad como a la
calidad del suministro de energía:
Proporciona la frecuencia que es permitida y los límites para la desviación de la
tensión tanto en estado normal como anormal.
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En condiciones normales de la red el rango de frecuencia permitido es 50 ±0,1
Hz
En condiciones anormales de operación, la desviación no debe exceder en un
±1 Hz
Bajo condiciones normales de operación la desviación de la tensión superior a
35 kV no excederá de ±10% y por debajo de 10 kV no podrá superar el ±7%.
Bajo condiciones anormales de operación, la desviación de la tensión no debe
exceder ±10%.
Se establece además los límites permitidos para la inyección de armónicos al
sistema, así como también respecto a las cargas fluctuantes.
4.11 Australia26
El sistema eléctrico australiano cuenta con cuatro redes de electricidad, las cuales son
operados y regulados de forma independiente unos de otros. Las zonas costeras del este y
sureste se han interconectado para formar la National Electricity Market (NEM),
comprendiendo aproximadamente el 90% del consumo eléctrico del país. En este sentido, la
NEM es la principal responsable de mantener y mejorar la seguridad y la confiabilidad de los
sistemas, a través de la National Electricity Market Management Company (NEMMCO). En
general, el nivel de confiabilidad definida en las normas del país exige que la generación y la
capacidad de transporte permita en el largo plazo que no más del 0,002% de las necesidades
energéticas anuales de los consumidores en cualquier región del país se encuentren
insatisfechas o en riego de no ser suministradas, o bien que el monto máximo de energía no
suministrada sea un 0,002% de lo esperado.
El estándar de confiabilidad sólo considera energía no suministrada a causa de falta de
generación o de capacidad de transmisión durante la operación normal del sistema, dentro de
su nivel de seguridad con el que fue diseñado, es decir, durante eventos de contingencia
individuales, sin incluir eventos de contingencia múltiples. Toda energía no suministrada
producto de eventos múltiples se considera problema de seguridad y no de confiabilidad.
Una de las medidas operativas que gestiona la NEMMCO es el manejo de reservas. A
través de métodos probabilísticos se calculan niveles de reserva mínima para cada región. Un
estado confiable se define cuando la NEMMCO no espera desconexión de carga o donde las
reservas de capacidad no son inferiores a los niveles que son requeridos por norma. Si los
niveles caen por debajo del mínimo, la institución cuenta con la facultad de requerir reservas
adicionales a los generadores.
Respecto a los sistemas de distribución, el sistema australiano define estándares que
buscan asegurar la confiabilidad de los sistemas basado principalmente en monitoreo de
actividades de mantenimiento y reemplazos de activos en las redes. En este sentido, los
estándares de confiabilidad de Australia se expresan en términos de medida del sistema, tales
26
Referencia (16)
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como SAIFI (frecuencia de interrupción en el sistema), SAIDI (duración promedio de
interrupción en el sistema), CAIDI (duración promedio de interrupción a nivel clientes) y
MAFI (frecuencia de interrupción promedio a nivel clientes), índices cuyo cálculo se define
en las normas IEEE mencionadas en la Sección 4.1. Las diferentes compañías presentan
distintos rendimientos, dependiendo de la ubicación y el servicio que prestan.
Respecto a la planificación de los sistemas, la NEM procura el cumplimiento de diseño
y funcionamiento del sistema de manera de minimizar la necesidad de interrumpir el
suministro de los clientes dada interrupciones inesperadas de la generación o la transmisión.
En general, la NEM exige a los sistemas un diseño basado en el criterio de planificación N-1,
en virtud de que toda la demanda podrá ser satisfecha aún en escenarios donde un elemento
serie del sistema presente problemas. En algunos estados australianos se aplica paralelamente
criterios N-2 para las redes en los centros neurálgicos de negocios, así como existen también
casos donde se aplican estándar N-0, especialmente para redes radiales.
Todas las normas respecto a la generación y transporte de energía son fijadas en el
Reglamento Nacional de Electricidad, mientras que las referidas a los sistemas de
distribución son establecidos por los reguladores estatales correspondientes. El Reglamento
define como estado suficiente para el sistema a aquél cuya frecuencia y tensión se encuentra
dentro de los límites, de igual forma que el flujo por las líneas y las capacidades de las
unidades, dando condiciones estables a la operación del sistema. Adicionalmente se definen
estados de contención, estabilización y recuperación de acuerdo a la medición de variables
tales como frecuencia, niveles de tensión y tiempo en que estas condiciones se mantienen en
el tiempo.
Finalmente, cabe destacar que la NEM revisa anualmente el funcionamiento del mercado
de la electricidad, donde principalmente se evalúa el desempeño del sistema frente a la
exigencia de que no más del 0,002% de la energía no sea suministrada. La evaluación
incluye además:
Antecedentes históricos y proyecciones futuras de las reservas mínimas del
sistema.
Cortes en sistema de transmisión.
Exactitud en proyecciones pasadas por parte de NEM
Contingencias múltiples en el sistema.
Niveles de frecuencia, voltaje y estabilidad del sistema.
Confiabilidad de los respectivos sistemas de distribución, rendimientos respecto
a sus objetivos, resumidos por estado y por tipo de alimentación.
También se llevan a una revisión de rendimiento anual del mercado eléctrico, informe
realizado por AEMC Reliability Panel, institución a la que cada compañía de generación,
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transmisión y distribución debe dar cuenta de su desempeño respecto a la confiabilidad de
sus sistemas.27
Dicha revisión abarca tópicos tales como:
Interrupciones a clientes.
Calidad del servicio a clientes, en función de quejas
Interrupción a instalaciones de clientes (SAIDI, SAIFI, CAIDI)
Distribución porcentual de contingencias en las instalaciones (SAIDI, SAIFI,
CAIDI)
Aplicación de índices SAIDI, SAIFI y CAIDI a sistemas de generación.
4.12 Brasil
Brasil es el décimo más grande consumidor de energía en el mundo y el más grande en
Sudamérica. Al mismo tiempo, es un productor importante de petróleo y gas en la región y el
segundo mayor productor de etanol del mundo. Las agencias gubernamentales responsables
de política energética son el Ministerio de Minas y Energía (Ministério de Minas Energía), el
Concejo Nacional para la Política energética (CNPE), la Agencia Nacional de Petróleo, el
Gas natural y los Combustibles biológicos (Agência Nacional hace Petróleo, Gás
Biocombustíveis E Natural – ANP), y la Agencia Nacional de Electricidad (Agencia
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL). Las compañías estatales Petrobras y Eletrobrás son
los jugadores mayores en el sector de la energía de Brasil, así como en Iberoamérica.
Las reformas del sector energético fueron puestas en marcha a mediados de 1990 y un
marco regulatorio nuevo fue aplicado en el 2004, en un esfuerzo para reestructurar el sector
eléctrico con el fin de entregar más incentivos a los agentes privados y públicos para
construir y mantener la capacidad de generación y garantizar el abastecimiento de energía a
tarifas moderadas por medio de procesos competitivos de subastas públicas de energía.
La ley del nuevo modelo del sector eléctrico introdujo alteraciones relevantes en la
reglamentación del sector eléctrico aspirando a:
Entregar incentivos a los agentes privados y públicos para construir y mantener
la capacidad de generación
Garantizar el abastecimiento de energía en Brasil a tarifas razonables por medio
de procesos de subastas públicos de energía eléctrica.
La operación de los sistemas queda bajo la responsabilidad de la ONS (Operador
Nacional do Sistema Eléctrico), entidad de derecho privado, sin fines de lucro, la cual es
responsable por la coordinación y control de la operación de las instalaciones de generación
y transmisión de energía eléctrica del sistema interconectado nacional (SIN), bajo la
fiscalización y regulación de la ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica). Brasil es
un sistema predominantemente hidroeléctrico. El sistema interconectado nacional está
formado por empresas de las regiones Sur, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste y parte de la
27
Fuente: AEMC Annual Electricity Market Performance Review (18)
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región Norte. Apenas un 3.4% de capacidad de producción de electricidad de este país se
encuentra fuera del SIN, en pequeños sistemas aislados localizados principalmente en la
región amazónica.
A diferencia de la mayor parte de los países estudiados, donde la confiabilidad es
medida a partir de mediciones expost de la operación del sistema, en Brasil se llevan a cabo
estudios probabilísticos de confiabilidad, los que consideran tanto la continuidad como la
suficiencia de los sistemas. La primera reconoce la carencia de tensión en algunos puntos del
sistema, la falta de continuidad de suministro, la formación de islas, la presencia de déficit de
generación, etc. La suficiencia del sistema indica la ocurrencia de sobrecargas en los
circuitos, violaciones de tensión o de los límites de potencia reactiva de generación,
violaciones de los límites máximos permisibles de intercambio de energía entre las zonas,
etc. Problemas en la seguridad del sistema asociada con el fenómeno dinámico del sistema
aún no es tratado en el mercado brasileño.
En relación a los índices de confiabilidad, la severidad de la falla (SEV), medida en
minutos, es uno de los más populares índices probabilísticos utilizados por las compañías.
Otros índices primarios tradicionales son también utilizados en diversas agregaciones
espaciales, tales como el LOLP (loss of load probability), EDNS (expected demand not
supplied), y LOLF (loss of load frequency). Se utilizan también otros índices secundarios
como el LOEE (loss of energy expectation), LOLE (loss of load expectation), y LOLD (loss
of load duration). Finalmente, se utiliza como índice sistémico el SPP (System problem
probability index) el que es resultado directo de la contabilización de las fallas que afectan al
sistema.
El índice de severidad de falla nombrado anteriormente, es el indicador más relevante
del diagnóstico de probabilidad de riesgo para el sistema brasileño. Este valor es calculado
como el cuociente entre la energía no suministrada a clientes finales y la demanda de punta
del sistema, resultando un valor en minutos. Por lo tanto, refleja el tiempo ficticio que
debiese abarcar una interrupción que abarca a la totalidad del sistema, en el momento de
mayor exigencia, de manera de acumular una energía no suministrada igual a la que
realmente es atribuible a la falla en cuestión. Este es un índice que no sólo captura los fallos
comunes del sistema, sino la gravedad y consecuencias del mismo. Dada su naturaleza, es un
índice que puede ser perfectamente comparable entre distintos sistemas, con características
diferentes. Este índice permite además clasificar los distintos estados de operación.28
28
Fuente: Submódulo 23.3 Diretrizes e critérios para estudos elétricos (19)
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Tabla 2. Índice de severidad y nivel de clasificación de acuerdo a índice
Clasificación Severidad S
(min)
Interpretación Comentario
Grado 0 S < 1 Favorable Condición de operación de bajísimo
riesgo
Grado 1 1 ≤ S < 10 Satisfactorio Condición de operación de bajo riesgo
Grado 2 10 ≤ S < 100 Limítrofe Condición de operación de riesgo
medio
Grado 3 100 ≤ S < 1000 Grave Condición de operación de serio
impacto
Grado 4 1000 ≤ S Muy Grave Condición de operación de gran
impacto – Colapso del sistema
Cabe destacar que la Norma Técnica Brasileña indica que el sistema de transmisión
debe preferentemente encontrarse en el grado 0, siendo aceptable hasta grado 2.
Adicionalmente se definen criterios de confiabilidad operacional donde cualquier
perturbación en la red, la condición de operación N-1 no debiese causar una variación de la
severidad mayor al 1% de la severidad en condiciones normales de operación, criterio que
puede ser modificable si criterios económicos lo justifican.
Finalmente, y desde el punto de vista de la distribución, la Procedimentos de
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST Módulo 8 -
Qualidade da Energia Elétrica, define los índices a considerar desde el punto de vista de la
calidad del suministro eléctrico (9). Dichos valores deben ser calculados para períodos de
observación mensual, trimestral y anual
Indicadores de la continuidad de suministro para todas las unidades de consumo
Duración promedio de Interrupción por Unidad de Consumo (DEC):
Frecuencia de interrupción por unidad de consumo (FEC):
Donde:
60
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Ca (i) = número de unidades de consumo, en BT y MT, interrumpido en evento (i)
durante el período de análisis;
t (i) = duración de la interrupción (i) en el período de análisis;
i = índice de los eventos del sistema que causan interrupciones en una o más unidades
de consumo;
k = número máximo de eventos en el período;
Cc = número total de unidades de consumo facturado, para el período determinado,
tanto en BT como en MT.
Indicadores de continuidad individuales
Duración de interrupción por unidad de consumo o por punto de conexión:
Frecuencia de interrupción por unidad de consumo o por punto de conexión:
Máxima longitud continua de interrupción por unidad de consumo o por punto
de conexión:
Donde:
i = índice de interrupciones por unidad de consumo durante el período de evaluación,
que van desde 1 hasta n;
n = número de interrupciones por unidad de consumo considerados en el período de
cálculo;
t (i) = duración de la interrupción (i) por unidad de consumo, en el período de cálculo;
t (i) máx = valor correspondiente al tiempo de duración máxima de la interrupción del
servicio (i) en el período de determinación, observada en la unidad de consumo de que
se trate, expresado en horas y centésimas de horas.
Adicionalmente, la norma brasileña define límites para los valores anteriores. Para el
caso de los índices de continuidad de suministro por unidades de consumo, sus valores son
establecidos para el período en cuestión en la fijación tarifaria respectiva. Por su parte, los
límites para los índices de continuidad individuales son tabulados en la norma respectiva,
valores que son indicados a continuación.
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Tabla 3. Limite de continuidad por unidad de consumo, nivel de tensión entre 69 kV y 230 kV(9)
Sistema DIC (horas) FIC (interrupiciones) DMIC (horas)
Anual Trim. Mensual Anual Trim. Mensual Mensual
Integrado 5,00 3,00 2,00 5,00 3,00 2,00 1,50
Aislado 6,00 4,00 3,00 6,00 4,00 3,00 2,5
4.13 Argentina
El sector eléctrico en Argentina constituye el tercer mercado energético de América
Latina. A partir de las reformas impuestas a principio de los años 90, se divide el sector
eléctrico en generación, transmisión y distribución. La generación tiene lugar en un mercado
competitivo y mayormente liberalizado, con el 75% de la capacidad de generación en manos
de compañías privadas. Por el contrario, los sectores de la transmisión y la distribución están
altamente regulados y son mucho menos competitivos que el sector de la generación.
En Argentina coexisten dos sistemas principales: el SADI (Sistema Argentino de
Interconexión), que cubre las zonas norte y central del país, y el SIP (Sistema Interconectado
Patagónico), que cubre el sur del país. Ambos sistemas están integrados desde marzo de
2006.
Respecto a las responsabilidades de los actores en el sector eléctrico Argentino, es la
Secretaría de Energía (SENER) es la encargada de fijar las políticas, mientras que el Ente
Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) es el organismo independiente, dentro de la
Secretaría de Energía, que tiene la responsabilidad de aplicar el marco regulatorio
establecido por la ley 26.046 de 1991. El ENRE tiene a su cargo la regulación y supervisión
general del sector bajo control federal. Los organismos reguladores provinciales controlan el
resto de las empresas de suministro. El ENRE y los reguladores provinciales fijan las tarifas
y supervisan que los agentes de transmisión y distribución regulados cumplan con las normas
de seguridad, calidad, técnicas y ambientales. CAMMESA (Compañía Administradora del
Mercado Mayorista Eléctrico) es quien administra el mercado eléctrico mayorista. Sus
principales funciones incluyen la operación y despacho de la generación y el cálculo de
precios en el mercado spot, la operación en tiempo real del sistema eléctrico y la
administración de las operaciones comerciales en el mercado eléctrico.
Como se menciona anteriormente, los sectores de la transmisión y la distribución están
altamente regulados y son menos competitivos que el sector de la generación. En
transmisión, la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transener)
opera la red de transmisión eléctrica nacional por un acuerdo a largo plazo con el gobierno
argentino. En el sector de la distribución, Edenor (Empresa Distribuidora y Comercializadora
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Norte), Edesur (Electricidad Distribuidora Sur) y Edelap (Empresa de Electricidad de la
Plata) dominan gran parte del mercado.
Respecto a la confiabilidad del sistema de generación argentino, esta es medida
normalmente en base al promedio anual de indisponibilidad de las unidades generadoras,
definiendo de igual modo reservas de generación que permita al sistema responder ante
contingencias de distinta afectación al sistema. Por su parte, en lo que se refiere al sector
transmisión, el índice más utilizado corresponde a la Energía No Suministrada por efectos de
problemas en el sistema de transporte, así como también el número de fallas por kilómetro
para el sistema.
Tabla 4. Frecuencia anual de interrupción por cada 100 km
Sistema de Transporte 2004 2005 2006 2007 2008 2009
N° f/100 km-año
Alta Tensión 0,79 0,30 0,45 0,48 0,47 0,59
Distribución Troncal 2,2 2,2 2,2 2,1 1,8 2,4
-Región Cuyo 1,9 1,9 2,6 1,7 0,4 1,4
-Región Comahue 2,8 1,7 4,3 1,7 1,6 2,8
-Región Buenos Aires 1,7 2,0 1,9 1,5 1,4 1,6
-Región NEA 5,0 3,6 3,7 4,4 2,3 5,0
-Región NOA 2,3 2,0 2,4 3,1 2,9 3,3
-Región Patagonia 0,4 0,9 0,7 0,9 2,7 1,5
Respecto a la seguridad del sistema eléctrico Argentino, la calidad del suministro está
normada en el Subanexo Nº 4 de los contratos de concesión de las empresas distribuidoras.
La aplicación del control de los indicadores se llevó a cabo en etapas: la primera abarcó
desde el mes 13 al mes 48 y la segunda desde el mes 49, contados a partir de la transferencia
del servicio. La diferencia principal entre ambas etapas es el nivel al que se controlan los
indicadores, ya que mientras en la primera etapa se controlan índices globales, en el segundo
se calculan los indicadores a nivel de cliente. En ambos casos se calculan indicadores por
tiempo y por frecuencia y se utiliza un período de control semestral.
Dado que actualmente está en vigencia los indicadores de la Etapa 2, a continuación se
indican en forma resumida los indicadores de la Etapa 1 y el detalle de los indicadores de la
Etapa 2.
Indicadores y Límites en la Etapa 1
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Frecuencia Media de Interrupción por Transformador (FMIT)
: Transformadores fuera de servicio en cada una de las contingencias i.
: Cantidad de transformadores instalados.
Tiempo Total de Interrupción por Transformador (TTIT).
: Tiempo que han permanecido fuera de servicio los transformadores Qfs,
durante cada una de las contingencias i.
Frecuencia Media de Interrupción por kVA instalado (FMIK)
: Cantidad de kVA nominales fuera de servicio en cada una de las
contingencias i.
: Cantidad de kVA nominales instalados.
Tiempo Total de Interrupción por kVA nominal instalado (TTIK).
: Tiempo que han permanecido fuera de servicio los kVA nominales
kVAfs, durante cada una de las contingencias i.
Hacia el final de la primera etapa, los límites de los indicadores eran los siguientes:
Tabla 5. Límites de indicadores globales en Etapa 1
Tipo de falla FMIT TTIT FMIK TTIK
Fallas internas 2,2 7,8 1,4 2
Fallas externas 2 6 4,6 6
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Indicadores y Límites en la Etapa 2
En la segunda etapa (y definitiva) se controla la calidad de servicio técnico a nivel de
suministro de cada usuario, mediante indicadores de frecuencia y tiempo de interrupciones,
considerando sólo aquéllas mayores o iguales a 3 minutos, salvo las que la autoridad
considere como de Fuerza Mayor. Los límites máximos son los siguientes:
Tabla 6. Valores Máximos Admisibles anuales
Grupo Frecuencia máxima Tiempo máximo
AT 3 interrupciones/semestre 2 horas/interrupción
MT 4 interrupciones/semestre 3 horas/interrupción
BT (grandes demandas) 6 interrupciones/semestre 6 horas/interrupción
BT (pequeñas y medianas
demandas) 6 interrupciones/semestre 10 horas/interrupción
De acuerdo a lo anterior, y considerando que no se superen la frecuencia y tiempo
máximo por interrupción en el semestre correspondiente, se obtendría un máximo semestral
sin penalización de 6 horas sin suministro en AT, 12 horas en MT, 36 horas en BT-Grandes
demandas y 60 horas en BT-pequeñas y medianas demandas.
La regulación del país trasandino exige el pago de compensaciones en caso de no
cumplir lo requerido en la regulación. En el caso de la Etapa 1, se pagan compensaciones
cuando se superan los límites máximos establecidos. Cuando se exceden indicadores que
representan el mismo aspecto del servicio técnico (FMI o TTI), sólo se aplica la
compensación resultante de mayor monto.
Respecto a la Etapa 2, en el caso de que se superen los índices establecidos se pagarán
compensaciones en las facturaciones mensuales del semestre posterior al controlado, en
forma proporcional a la energía no recibida en el semestre controlado. Dicha energía será
valorizada de acuerdo a valores definidos en el mismo Subanexo.
Para calcular la Energía No Suministrada (ENS) se utiliza la siguiente fórmula:
i: minutos en que el usuario no tuvo servicio por encima de los límites establecidos.
EA: Total de energía facturada al usuario para el que se está calculando la
bonificación, en los últimos doce meses.
Ki: Factor representativo de las curvas de carga de cada categoría tarifaria, los que
dependen de la hora del evento.
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Es necesario indicar que el criterio utilizado por el ENRE para determinar los minutos
fuera de los límites considera que una vez superado un límite de tiempo y/o de frecuencia por
interrupción, todos los minutos posteriores sin servicio (exceptuando las interrupciones
menores a 3 minutos y las causadas por Fuerza Mayor) serán considerados en el cálculo de
las compensaciones. Así, por ejemplo, si ocurre una interrupción en MT superior a 3 horas,
todas las siguientes interrupciones mayores a 3 minutos ocurridas serán contabilizadas en el
cálculo de las compensaciones, sin importar que estas interrupciones posteriores no hayan
superado las 3 horas por interrupción o que tampoco se hayan superado los límites por
frecuencia para tal nivel de tensión.
La normativa también considera la posibilidad de que el regulador multe a la empresa
distribuidora por el incumplimiento de los índices. Éstas dependerán de la energía no
suministrada, por causas internas de la distribuidora, fuera de los límites establecidos,
valorizada en base al perjurio económico ocasionado a los usuarios.
También se aplicarán multas por no cumplimiento respecto al procesamiento de datos
necesario para evaluar la calidad de servicio técnico. En este caso, la multa la definirá el
regulador según los antecedentes disponibles, pero no podrá superar el monto calculado
utilizando la metodología de compensaciones de la Etapa 2, considerando que todos los
usuarios están sin suministro 50,4 horas por año.
4.14 Resumen General
Se presentan a continuación tablas donde se resumen los índices de confiabilidad
utilizados en distintas partes del mundo. En particular, en la Tabla 7 se muestran los índices
para los países solicitados de acuerdo a las bases de este estudio. En caso de no poseer
información, se indica con un N/I.
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Tabla 7: Índices de Confiabilidad a Nivel Internacional
Adicionalmente, en la Tabla 8 se indican los índices de confiabilidad para países,
principalmente europeos, no considerados preliminarmente en las bases. En resumen, se
puede apreciar que en general los países utilizan los mismos índices para la medición de la
confiabilidad, los que están basados en el Standard IEEE 1366. La diferencia entre ellos
radica principalmente en la metodología de cálculo que es utilizada en cada país. Se aprecia
adicionalmente que sólo en Brasil se lleva a cabo un análisis ex - ante de la confiabilidad en
los sistemas.
País Índice AnálisisPonderación índices
(no aplica para ENS)
Estados Unidos
Standard IEEE 1366: SAIFI,
SAIDI, CAIDI,CTAIDI, CAIFI,
ASAI, CEMIn, ASIFI, ASIDI,
MAIFI
EX - POST Depende del Estado
Reino Unido CI, CML EX - POST Número de clientes
AlemaniaSAIDI, SAIFI
EX - POSTBT: Número de clientes
MT, HV: Potencia nominal
Francia
SAIFI, ENS, AIT
EX - POST
SAIFI: Número de puntos de
suministro
AIT: Potencia interrumpida
India SAIDI, SAIFI EX - POST Número de clientes
Corea SAIDI, SAIFI EX - POST N/I
Australia SAIFI, SAIDI, CAIDI, MAFI EX - POST Número de clientes
Brasil DEC, FEC, DIC, FIC, DMIC EX - ANTE N/I
Argentina FMIT, TTIT, FMIK, TTIK EX - POST N/I
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Tabla 8: Índices de Confiabilidad a Nivel Internacional – Otros Países Europeos (Fuente: (10))
País Índice AnálisisPonderación índices
(no aplica para ENS)
Otros paises Europeos EX - POST
AustriaASIDI, ASIFI, ENS
EX - POSTPotencia interrumpida y energía no
suministrada
Bélgica
SAIDI, SAIFI, CAIDI
AIT, AIF, AIDEX - POST
Potencia interrumpida y energía no
suministrada
MT: Número de transformadores de
distribución, número de clientes
República Checa SAIDI, SAIFI EX - POST Número de clientes
DinamarcaSAIDI, SAIFI, ENS
EX - POSTNúmero de clientes.
ENS para incidentes sobre 100 kV
Estonia SAIDI, SAIFI, CAIDI EX - POST Número de puntos de suministro
Finlandia T-SAIDI, T-SAIFI EX - POST Consumo anual de energía
Hungría SAIDI, SAIFI EX - POST Número de clientes
Italia
Distribución: SAIDI, SAIFI
Transmisión: ENS, AIT, SAIDI,
SAIFIEX - POST
Número de clientes en BT
Número de usuarios de las redes de
transmisión (grandes clientes,
distribuidoras, generadoras)
LituaniaDistribución: SAIDI, SAIFI
Transmisión: ENS, AITEX - POST
Dist.: Número de clientes
Trans.: Potencia interrumpida
Luxemburgo SAIDI, SAIFI, ENS EX - POST SAIDI, SAIFI: Número de clientes
Holanda SAIDI, SAIFI, CAIDI EX - POST Número de clientes
NoruegaSAIDI, SAIFI, CAIDI, CTAIDI,
CAIFI, ENSEX - POST Número de clientes
Polonia SAIDI, SAIFI EX - POST Número de clientes
Portugal
Transmisión: ENS, AIT,
SAIFI, SAIDI, SARI
MT: END, TIEPI, SAIDI, SAIFI
BT: SAIDI, SAIFI
EX - POST
SAIDI, SAIFI: Número de puntos de
suministro
AIT: Potencia interrumpida
SAIDI, SAIFI: Número de clientes
END, TIEPI: Potencia interrumpida
RumaniaDistribución: SAIDI, SAIFI
Transmisión: ENS, AITEX - POST Número de clientes
Eslovenia SAIDI, SAIFI EX - POST Número de clientes
España
TIEPI, NIEPI
EX - POST
Capacidad de transformadores de
MT/BT y la potencia de clientes en
MT
SueciaDistribución: SAIDI, SAIFI
Transmisión: ENS, AITEX - POST Número de clientes
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5 ANÁLISIS E IDENTIFICACIÓN DE LEYES, NORMAS Y
REGLAMENTOS REFERIDAS A CONFIABILIDAD
Este capítulo tiene por objetivo revisar los conceptos relacionados con la confiabilidad
de los sistemas interconectados. Fueron revisados la Ley General de Servicios Eléctricos
(DFL N°4), el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos (DS N°327) y la Norma
Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT de SyCS).
5.1 DFL N°4
En el DFL N°4 se dan los lineamientos generales que debe cumplir toda actividad
relacionada con el suministro de energía eléctrica. En particular, los sistemas interconectados
deben cumplir con tener una operación coordinada para garantizar la operación segura y
económica del sistema, tal como se señala en su artículo 118°:
Artículo 118º.- La operación de los sistemas eléctricos que resulten
interconectados deberá ser coordinada con el fin de preservar la seguridad del
servicio y garantizar la operación más económica para el conjunto de las
instalaciones.
Asimismo, el sistema de interconexión se regirá por las normas generales sobre
seguridad y calidad de servicio establecidas en la presente ley y sus reglamentos.
Además, en el DFL N°4, en el artículo 225° se definen los principales conceptos
relacionados con seguridad:
Artículo 225°.- Para los efectos de la aplicación de la presente ley se entiende
por:
r) Confiabilidad: cualidad de un sistema eléctrico determinada conjuntamente
por la suficiencia, la seguridad y la calidad de servicio.
s) Suficiencia: atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son
adecuadas para abastecer su demanda.
t) Seguridad de servicio: capacidad de respuesta de un sistema eléctrico, o parte
de él, para soportar contingencias y minimizar la pérdida de consumos, a través
de respaldos y de servicios complementarios.
u) Calidad de servicio: atributo de un sistema eléctrico determinado
conjuntamente por la calidad del producto, la calidad de suministro y la calidad
de servicio comercial, entregado a sus distintos usuarios y clientes.
v) Calidad del producto: componente de la calidad de servicio que permite
calificar el producto entregado por los distintos agentes del sistema eléctrico y
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que se caracteriza, entre otros, por la magnitud, la frecuencia y la
contaminación de la tensión instantánea de suministro.
w) Calidad del suministro: componente de la calidad de servicio que permite
calificar el suministro entregado por los distintos agentes del sistema eléctrico y
que se caracteriza, entre otros, por la frecuencia, la profundidad y la duración
de las interrupciones de suministro.
x) Calidad de servicio comercial: componente de la calidad de servicio que
permite calificar la atención comercial prestada por los distintos agentes del
sistema eléctrico y que se caracteriza, entre otros, por el plazo de
restablecimiento de servicio, la información proporcionada al cliente, la
puntualidad en el envío de boletas o facturas y la atención de nuevos
suministros.
5.2 Decreto Supremo 327
El DS 327 fija límites aceptables de interrupciones de suministro a usuarios finales y
ordena la realización de estudios para determinar la calidad de suministro de manera
separada para el sector generación, transmisión y distribución.
En mayor detalle, en el Artículo 227 se ordena que la calidad de suministro deba ser
evaluada, y en el Artículo 246 se señalan índices que como mínimo deben ser considerados
para la evaluación de calidad de suministro del segmento de distribución.
Artículo 227.- La calidad de suministro deberá ser evaluada. La evaluación se
realizará separadamente en los sistemas de generación, transporte, distribución,
y en los propios del consumidor final.
Las mediciones de calidad se efectuarán bajos las siguientes dos modalidades:
a) En un punto específico de la red, para determinar el nivel de calidad del
suministro entregado al usuario; y
b) En un conjunto de puntos de la red o de usuarios, seleccionados de acuerdo a
procedimientos estadísticos y al programa y metodología que determine la
Superintendencia. Esta medición determinará la calidad global de suministro,
considerando el nivel promedio de los parámetros de calidad de suministro y su
distribución probabilística. En este caso, la evaluación de la calidad de
suministro sólo podrá efectuarse en forma coordinada entre el operador y el
organismo habilitado para realizar la medición.
Artículo 246.- Para efectos de la aplicación del literal b) del artículo 227, en lo
que respecta al parámetro interrupciones de suministro en instalaciones de
servicio público de distribución, se considerarán al menos los siguientes índices,
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sobre la base de valores promedio y su distribución probabilística, calculados en
los términos que señale la norma técnica:
a) Frecuencia media de interrupción por transformador, FMIT;
b) Frecuencia media de interrupción por kVA, FMIK;
c) Tiempo total de interrupción por transformador, TTIT;
d) Tiempo total de interrupción por kVA, TTIK;
Los valores exigidos dependerán del área típica de distribución de que se trate y
serán definidos por la Comisión con ocasión del cálculo de valores agregados de
distribución.
Para este efecto, los fijará en las bases del estudio de cada área típica a que se
refiere el artículo 296, y serán exigibles a contar de la vigencia del decreto
tarifario respectivo.
En todo caso, los valores máximos para los parámetros mencionados,
considerando sólo interrupciones internas de la red, deberán estar dentro de los
rangos siguientes, con la probabilidad de ocurrencia que determine la norma
técnica correspondiente:
- FMIT entre 5 y 7 veces al año;
- FMIK entre 3,5 y 5 veces al año;
- TTIT entre 22 y 28 horas al año;
- TTIK entre 13 y 18 horas al año.
Otro aspecto relevante, es que en este reglamento se fija el límite permitido de
interrupciones de suministro de energía eléctrica estableciéndose un nivel de calidad de
suministro que se debe garantizar a los usuarios de los sistemas interconectados.
Artículo 245.- Durante cualquier período de doce meses, las interrupciones de
suministro de duración superior a tres minutos, incluidas las interrupciones
programadas, no deberán exceder los valores que se indican a continuación:
a) En puntos de conexión a usuarios finales en baja tensión: 22 interrupciones,
que no excedan, en conjunto, de 20 horas;
b) En todo punto de conexión a usuarios finales en tensiones iguales a media
tensión: 14 interrupciones, que no excedan, en conjunto, de 10 horas;
c) En puntos de conexión a concesionarios de servicio público de distribución, la
indisponibilidad aceptable en horas anuales será igual a la indisponibilidad
aceptable de generación más la indisponibilidad aceptable de transmisión.
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La indisponibilidad aceptable de generación, será establecida por la Comisión
con motivo del programa de obras a que se refiere el artículo 272 de este
reglamento.
La indisponibilidad aceptable de transmisión será la establecida por la
Comisión para efectos del cálculo de factores de penalización, según se señala
en el artículo 281.
Las interrupciones de suministro de duración inferior o igual a tres minutos, no
deberán superar los límites que dictamine la norma técnica que al efecto
establecerá el Ministerio, a proposición de la Comisión.
5.3 Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT de SyCS)
La NT de SyCS incluye aspectos más específicos respecto a exigencias que deben
cumplir las instalaciones de un sistema interconectado, y los límites y estándares que debe
satisfacer la operación del sistema.
En mayor detalle, en el capítulo 5 se fijan las exigencias mínimas de seguridad y
calidad de servicio de los sistemas interconectados. En el Artículo 5-4 se índica que los
límites y márgenes de operación de seguridad y calidad de servicio serán determinado en
base a consideraciones técnicas y al compromiso entre costos y beneficios de contar con una
mayor seguridad:
Artículo 5-4
Los límites y márgenes de operación de SyCS serán determinados en base a
consideraciones técnicas y económicas debidamente justificadas, estas últimas
entendidas como el compromiso entre los costos y beneficios obtenidos para el
conjunto del SI, conforme a los estándares de SyCS que se exigen en la presente
NT.
Además se fijan estándares mínimos que se deben cumplir en la planificación de las
redes de transmisión. Entre ellos se señala, en el Artículo 5-5, que las redes de transporte
deben ser planificadas de manera que frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus
efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del sistema interconectado sin la
actuación de EDAC29
, EDAG30
y/o ERAG31
.
29
Esquema de desconexión automática de carga.
30 Esquema de desconexión automática de generación.
31 Esquema de reducción automática de generación.
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Artículo 5-5
La planificación para el desarrollo del SI deberá ser tal que permita conservar
los márgenes y reservas operacionales necesarios para garantizar que ante la
ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las
restantes instalaciones del SI y puedan provocar la salida incontrolada de las
mismas.
Para estos efectos, el Estudio de Transmisión Troncal y sus revisiones, a que se
refiere la Ley General de Servicios Eléctricos, durante su realización deberá
verificar que las alternativas de ampliación recomendadas aseguren el
cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior, a través de la aplicación del
Criterio N-1, en todos los tramos del Sistema de Transmisión Troncal, que
permitan dar cumplimiento a las exigencias de SyCS establecidas en la presente
NT.
Del mismo modo, los Estudios de Subtransmisión a que se refiere la Ley General
de Servicios Eléctricos, deberán cumplir lo señalado en el inciso anterior para
las instalaciones de cada Sistema de Subtransmisión.
La aplicación del Criterio N-1 para efectos de la planificación a que se refiere el
presente artículo, no deberá considerar la utilización de los recursos EDAC,
EDAG y/o ERAG activados por señal específica.
En el caso de la operación, esta debe ser tal que frente a la ocurrencia de una
Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del Sistema
Interconectado (SI). A diferencia de la etapa de planificación de las redes, en la operación si
es posible considerar la utilización de EDAC, EDAG y/o ERAG, tal como se señala en los
artículos 5-6 y 5-7.
Artículo 5-6
La operación del SI deberá ser tal que permita conservar los márgenes y
reservas operacionales necesarias para garantizar que ante la ocurrencia de
una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes
instalaciones del SI y puedan provocar la salida incontrolada de las mismas.
Asimismo, la DO y el CDC, según corresponda, coordinarán la operación de las
instalaciones del SI de modo que se asegure en todo momento lo señalado en el
inciso anterior, debiendo aplicar un Criterio N-1, en todas aquellas
instalaciones del Sistema de Transmisión que permitan dar cumplimiento a las
exigencias de SyCS establecidas en la presente NT.
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Artículo 5-7
La aplicación del Criterio N-1 que realiza la DO, deberá considerar en todos los
estudios de programación de la operación establecidos en la presente NT, que
una Contingencia Simple pueda ser controlada con la activación de EDAC,
EDAG y/o ERAG, por subfrecuencia, subtensión o señal específica, o bien
mediante restricciones en la operación de las instalaciones de generación o
transmisión, de modo de asegurar que la falla no se propague al resto de las
instalaciones del SI, produciendo una salida incontrolada de las mismas.
Para determinar el grado de participación de los recursos mencionados en el
inciso anterior, la DO deberá realizar una evaluación técnico-económica
considerando el costo de energía no suministrada de corta duración y la
probabilidad de falla.
La NT también fija límites de transmisión en Estados Normal, de Alerta y Emergencia.
En los Estados Normal y de Alerta la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente
está dada por el mínimo entre el Límite Térmico, el Límite por Regulación de Tensión, el
Límite por Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. Es responsabilidad del
CDEC mantener calcular y mantener actualizada la información donde se indique cual es el
límite activo para cada Elemento Serie del sistema de transmisión. En Estado de Emergencia
las redes pueden ser utilizadas hasta su límite térmico. Estos aspectos se señalan en los
Artículos 5-32 y 5-64.
Artículo 5-32
La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de
cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico o
máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de
Tensión, el Límite por Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La
DO deberá mantener debidamente actualizada esta información en la página
WEB del CDEC.
Para estos efectos, se debe entender por Límite por Estabilidad Permanente la
máxima transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en
riesgo el sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreas
determinadas por los extremos receptor y el emisor de la instalación de
transmisión.
EL CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie
manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al
100 % de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado
Normal como en Estado de Alerta.
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Artículo 5-64
Para el SI operando en Estado de Emergencia, el CDC coordinará la operación
del SI considerando como Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente
aquellos valores correspondientes al Límite Térmico de cada Elemento Serie del
Sistema de Transmisión.
En el Artículos 5-68 se ordena determinar la tasa de indisponibilidad de las unidades
generadoras y los elementos de las redes de transmisión, mientras que en los artículos 5-69 y
5-70 se señala el límite que estas deben cumplir.
Artículo 5-68
La Calidad de Suministro de generación y transmisión se evaluará a través de la
Indisponibilidad de las instalaciones de generación y transmisión.
A estos efectos la DP deberá calcular la Indisponibilidad forzada y programada
de las instalaciones de generación y transmisión. Las instalaciones a las cuales
se le determinará el índice de Indisponibilidad serán las siguientes:
Unidades de generación
Transformadores de poder
Líneas de transmisión
Equipos de compensación reactiva inductiva y capacitiva
Los índices de Indisponibilidad Forzada y Programada serán determinados
como promedio móvil a cinco años.
Será responsabilidad de cada propietario tomar todas las medidas necesarias
para dar cumplimiento a los estándares que se definen en el Artículo 5-69.
La DP efectuará los cálculos señalados en el presente Título de acuerdo al
Procedimiento DP “Informe Calidad de Suministro y Calidad de Producto”,
indicando en cada caso los incumplimientos registrados e informando de ello
mensualmente a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
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Artículo 5-69
Los Índices de Indisponibilidad Programada y Forzada aceptables en
generación serán los siguientes por unidad generadora:
Tipo de Central HPROg HFORg FFORg
Hidráulica Embalse 400 100 8
Hidráulica Pasada 300 50 4
Térmica Vapor 750 200 12
Térmica Ciclo Combinado 500 200 12
Turbina Gas 300 50 4
Otras 300 100 8
Donde:
HPROg: Horas equivalentes promedio anual de generación a potencia máxima
de salida por concepto de Indisponibilidad Programada.
HFORg: Horas equivalentes promedio anual de generación a potencia máxima
de salida por concepto de Indisponibilidad Forzada.
FFORg: Frecuencia de salidas promedio anual por concepto de Indisponibilidad
Forzada.
Artículo 5-70
Los índices de Indisponibilidad Programada y Forzada aceptables en
transmisión para líneas hasta 300 [km], transformadores, equipos serie y
compensación serán los siguientes:
Nivel de Tensión HPROt HFORt FFORt
Mayor o igual que 500 kV 20 5 2
Mayor o igual que 220 kV y menor que 500 kV 20 10 3
Mayor o igual que 100 kV y menor que 220 kV 20 15 4
Mayor o igual que 44 kV y menor que 100 kV 15 30 5
Transformadores, equipos serie y compensación 30 45 1
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HPROt: Horas de salida promedio anual por concepto de Indisponibilidad
Programada por cada 100 km de línea.
HFORt: Horas de salida promedio anual por concepto de Indisponibilidad
Forzada por cada 100 km de línea.
FFORt: Frecuencia de salidas promedio anual por concepto de Indisponibilidad
Forzada por cada 100 km de línea.
Para líneas de longitud inferior a 100 [km] se considerará un valor fijo de
salidas como si fuera ésta una línea de 100 [km]. Para líneas de longitud
superiores a 300 [km] las horas de indisponibilidad serán un 65% de los valores
indicados en la tabla.
Los valores de las tablas expuestas en los artículos 5-69 y 5-70, únicamente reflejan la
indisponibilidad de cada componente por sí solo, sin embargo la NT no considera como estos
componentes en conjunto, integrados en un sistema, llevan a un nivel de indisponibilidad en
cada punto de suministro y a nivel del sistema completo. Resulta fundamental la manera en
cómo se combinan los componentes para resultar en una indisponibilidad equivalente de las
instalaciones. Dos sistemas con componentes donde cada uno estos tienen los mismos
parámetros de indisponibilidad, pueden tener una indisponibilidad en los puntos de retiro
muy disímil dependiendo de cómo se configuren estos componentes en el sistema. Este es un
punto que la actual NT no recoge.
Además, la NT de SyCS en su Artículo 5-72, 5-73 y 5-74 señala que se debe llevar un
control estadístico de las interrupciones de suministro a los retiros ocurridas en los
segmentos de transmisión y generación. Se le ordena a la Dirección de Peajes del CDEC
preparar un informe con las salidas forzadas de las instalaciones de transmisión y generación
cada mes. Estas interrupciones son medidas por los índices de continuidad FMIK y TTIK,
los cuales deberán ser determinados de forma separada para interrupciones de más de tres
minutos y para interrupciones menores e iguales a tres minutos, según origen de la
interrupción, ya sea generación o transmisión, y en forma separada cuando se trate de
interrupciones por actuación de EDAC.
Artículo 5-72
Para las Interrupciones de suministro cuyo origen corresponda a instalaciones
de generación o transmisión, se determinará la frecuencia y el tiempo de
interrupción total o parcial del suministro a Instalaciones de Clientes. Se
considerará instalación afectada a toda Instalación de Conexión de Cliente o
Instalación para Conexión de Cliente que sufra la interrupción o disminución del
flujo a través de ésta como consecuencia de una salida de servicio de un
elemento serie o en paralelo del Sistema de Transmisión o de una unidad
generadora. A estos efectos, la DP deberá informar a los Coordinados, a los 15
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días del mes siguiente, las salidas forzadas de las instalaciones de generación y
transmisión de cada mes.
Artículo 5-73
Las interrupciones deberán ser medidas por los índices de continuidad FMIK y
TTIK resultantes de la operación realizada conforme a los criterios técnicos,
económicos y de seguridad y calidad de servicio establecidos en la normativa
vigente, definidos como:
en donde,
kVAfsi: Potencia interrumpida en la Instalación de Conexión, expresada en
[kVA].
kVAinst : Capacidad de la Instalación de Conexión, expresada en [kVA].
Tfsi: Tiempo de duración de cada interrupción.
n: Número de interrupciones en el período.
Estos índices se deberán determinar en forma separada para interrupciones de
más de tres minutos y para interrupciones menores e iguales a tres minutos,
según origen de la interrupción, ya sea generación o transmisión y en forma
separada cuando se trate de interrupciones por actuación de EDAC.
Artículo 5-74
Para cumplir con las disposiciones del presente título, la DP deberá mantener
un registro con detalle mensual, debidamente actualizado, de la información
estadística y el cálculo de los índices de indisponibilidad y continuidad
señalados en los artículos precedente, en el sitio WEB del CDEC.
Por otro lado, el Artículo 6-16 norma la periodicidad e información que los
Coordinados deben entregar al CDEC de manera de poder realizar el cálculo de los índices
de continuidad FMIK y TTIK.
Artículo 6-16
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Los Coordinados elaborarán un Informe Mensual de Calidad del Suministro en
conformidad con el Procedimiento DP “Informes de Calidad de Suministro y
Calidad de Producto”. El informe deberá incluir para cada punto de conexión
de Clientes al menos la siguiente información:
a) Cantidad total de interrupciones del último mes.
b) MVA totales interrumpidos el último mes.
c) Duración total acumulada de las interrupciones del último mes.
d) Índices de continuidad FMIK y TTIK del último mes.
e) Índices de continuidad FMIK y TTIK acumulados para el último periodo de 12
meses.
La DP consolidará la información mensual entregada por cada Coordinado y
preparará valores para el SI, tanto a nivel mensual como a nivel acumulado
anual.
Los índices de continuidad indicados en el presente artículo se calcularán
conforme a lo detallado en el Artículo 5-73 de la presente NT.
Los Coordinados propietarios de instalaciones de generación y transporte
deberán informar a la DP, dentro de los 10 días del mes siguiente, todas las
salidas forzadas de sus instalaciones ocurridas en el último mes.
Los Coordinados Clientes deberán informar a la DP, dentro de los 10 días del
mes siguiente, todas las interrupciones de suministro ocurridas durante el último
mes.
Con la información de los Coordinados indicada en los párrafos anteriores, la
DP determinará los índices FMIK y TTIK separados por sistema de transmisión
troncal, subtransmisión, adicional y generación, del último mes.
Finalmente, la Norma Técnica ordena al CDEC a realizar un Estudio de Continuidad
con el objeto de determinar los índices de continuidad referenciales del sistema
interconectado. Los índices de continuidad que hacen referencia los artículos previamente
mencionados es respecto a información estadística histórica de la operación del sistema, en
cambio, ―El Estudio de Continuidad‖ busca determinar valores esperados para aquellos
índices para un horizonte de 12 meses.
Los artículos que indican las características de este estudio se muestran a continuación:
Artículo 6-26
La DP deberá realizar un Estudio de Continuidad con el objeto de determinar
los índices de continuidad FMIK y TTIK referenciales del SI. La periodicidad del
Estudio de Continuidad será al menos anual, para determinar los valores
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esperados de los índices, para un horizonte de operación de 12 meses. Los
estudios deberán identificar esos indicadores en todos los Puntos de Conexión de
las Instalaciones de Clientes.
Artículo 6-27
La DP deberá utilizar un modelo de confiabilidad para realizar cálculos de
índices esperados Calidad del Suministro, debido a fallas esperadas, en las
instalaciones de generación e instalaciones del Sistema de Transmisión,
diseñando un método de cálculo apropiado para cumplir con ese objetivo.
Artículo 6-28
El Estudio de Continuidad deberá cumplir al menos con los siguientes
requisitos:
a) Representar adecuadamente las capacidades máximas de las unidades
generadoras, los límites de las instalaciones de compensación activa y reactiva,
los límites de tolerancia aceptados para las excursiones de la tensión en todas
las barras del Sistema de Transmisión, la curva normalizada de duración anual
de la demanda del SI y su apertura por barra del Sistema de Transmisión, y los
índices de indisponibilidad programada y forzada aceptables en generación y
transmisión.
b) Se analizarán todos los modos de falla que representen las desconexiones
intempestivas de las instalaciones del SI para situaciones de operación con todos
los elementos disponibles y con un Elemento Serie fuera de servicio por
mantenimiento programado.
c) Se determinará la probabilidad y frecuencia de falla en el abastecimiento de
la demanda para cada barra y se realizará el cálculo de los índices de
continuidad esperados, a nivel global y por barra.
Artículo 6-29
La DP deberá elaborar un informe que documente los resultados del Estudio de
Continuidad, el cual deberá contener como mínimo lo siguiente:
a) Un informe ejecutivo que resuma los índices de continuidad determinados.
b) Descripción de la metodología empleada en el desarrollo del estudio.
c) Base de datos utilizada.
d) Convenciones y supuestos adoptados en la realización del estudio.
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e) Escenarios de operación considerados.
f) Criterios adoptados para realizar las simulaciones.
Este ―Estudio de Continuidad‖ solicitado a los CDEC en espíritu va en la línea correcta
de buscar una medición de las afectaciones esperadas a clientes dadas las condiciones de los
SI. No obstante, la NT no es lo suficientemente clara como para que el enfoque que se le dé a
dichos estudios, necesariamente lleve a que los resultados obtenidos, se condigan con la
condición real de los sistemas. Recogiendo adecuadamente el espíritu que persiguen los
artículos 6-26 a 6-29, se podría formular un estudio que obtenga resultados adecuados para
medir la seguridad del sistema y las afectaciones esperadas a clientes.
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6 DIAGNÓSTICO Y ANÁLISIS DE LA CALIDAD DE LA
ESTADÍSTICA DISPONIBLE
La evaluación de confiabilidad de un sistema eléctrico de potencia, como fue señalado
en la sección 3.1, consta de 4 pasos básicos:
1. Definir un modelo de contingencia de los componentes del sistema.
2. Seleccionar estados del sistema y calcular sus probabilidades de ocurrencia.
3. Evaluar las consecuencias de los estados seleccionados.
4. A partir de la probabilidad y las consecuencias, calcular los índices de riesgo.
Para los dos primeros pasos es necesario contar con información sobre los parámetros
de los modelos de contingencia de componentes. Esto refiere a la frecuencia de fallas al año,
tiempo medio de reparación, tiempo medio para fallar, tasa de falla ( ), tasa de reparación
( ) e indisponibilidad promedio. A partir de las relaciones expuestas en las Ecuación 3.1 a
Ecuación 3.8 se observa que basta con contar con dos de los parámetros previamente
mencionados para definir el resto.
Lo óptimo sería contar con las estadísticas de cada componente del sistema, de manera
de poder estimar los parámetros del modelo de contingencia, para que así se refleje
adecuadamente su comportamiento real en la evaluación de confiabilidad del sistema. No
obstante, de no ser adecuada la estadística disponible, siempre es posible utilizar valores
referenciales respecto a la disponibilidad de componentes como aquellos indicados en la NT
de SyCS en los Artículos 5-69 y 5-70.
Para el paso 3, correspondiente a evaluar las consecuencias de los estados
seleccionados, es fundamental contar con información sobre la topología del sistema y la
demanda de este. Esta información permite determinar la energía no suministrada debido a la
contingencia de un o más componentes del sistema.
6.1 CDEC-SIC
En esta sección se resume la información disponible en la página web del CDEC-SIC
relativa a la evaluación de confiabilidad del sistema.
6.1.1 Información Técnica del SIC
El CDEC-SIC contiene en su sitio web las características técnicas de los componentes
que conforman al sistema interconectado. Se presentan datos técnicos tanto de empresas
transmisoras, generadoras y distribuidoras, así como también de los Pequeños Medios de
Generación (PMGD) y clientes libres. En particular, se dan cuenta de características tales
como: subestaciones, unidades generadoras, líneas, bancos de condensadores, barras, equipos
de compensación serie, dispositivos de reconexión, transformadores, interruptores,
protecciones, entre otras.
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En lo que compete a este estudio, cabe consignar que el CDEC cuenta con información
disponible referida a tasas de indisponibilidad forzada tanto para líneas de transmisión como
para transformadores, de tres y dos devanados. No obstante, los valores que ahí se observan
no darían cuenta de la estadística real de operación de cada componente.
En el caso de las líneas de transmisión, el CDEC informa de tasas de indisponibilidad
forzada de hasta 226,61 [hrs/año], encontrándose un importante número de tramos donde no
se informa valor alguno.
Respecto a los transformadores de dos enrollados, la información contenida en el
CDEC indican tasas de indisponibilidad forzada de 3,5 y 6 [hrs/año] dependiendo del
transformador, en una medida genérica que claramente no refleja la operación de los equipos.
De igual forma, para los transformadores de tres devanados, se indican tasas de
disponibilidad de 4,14 [hrs/año] como estándar. En ambos casos existe un importante
número de equipos de los que no se posee información.
Finalmente, respecto a las unidades de generación, se indica la tasa total de
indisponibilidad forzada total, así como también las tasa de indisponibilidad de las
instalaciones que conectan la unidad al sistema.
6.1.2 Informe Mensual de Operación
Informe emitido con periodicidad mensual donde se encuentra información respecto a
las fallas ocurridas en el mes, indicándose su fecha, componente donde ocurrió la
contingencia, hora de inicio y de fin, y la energía no suministrada producto de dicha falla. Se
informan también las estadísticas acumuladas del año, de energía no suministrada debido
fallas, reserva en giro, reserva pronta térmica, reserva fría, entre otras.
Adicionalmente se informa de características de operación del sistema tales como
demanda bruta máxima del mes, mayor producción diaria de energía, producción total de
energía, ventas, costos marginales, energía embalsada y cotas de embalses, entre otras.
Esta información se encuentra disponible a partir de enero de 2003, con el último
informe publicado, a la fecha de elaboración de este Estudio, en julio de 2010.
6.1.3 Indisponibilidad Sistema de Transmisión
Este archivo contiene estadísticas por tramo de:
- Número de salidas forzadas al año (desde el 2005 al 2009)
- Número de salidas programadas al año (desde el 2005 al 2009)
- Indisponibilidad forzada en horas al año (desde el 2000 al 2009)
- Indisponibilidad programada en horas al año (desde el 2000 al 2009)
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6.1.4 Índices de Desempeño de Calidad de Suministro
El artículo 5-73 de la Norma indica que las interrupciones deberán ser medidas por los
índices de continuidad FMIK y TTIK resultantes de la operación realizada conforme a los
criterios técnicos, económicos y de seguridad y calidad de servicio establecidos en la
normativa. Estos índices se determinan en forma separada para interrupciones de más de tres
minutos y para interrupciones menores e iguales a tres minutos, según origen de la
interrupción, ya sea generación o transmisión y en forma separada cuando se trate de
interrupciones por actuación de EDAC32
.
Por su parte, el artículo 5-74 indica que la dirección de peajes del CDEC respectivo
deberá mantener un registro con detalle mensual, debidamente actualizado, de la información
estadística y el cálculo de los índices de indisponibilidad y continuidad señalados
anteriormente en el sitio WEB del CDEC. Este archivo recopila la estadística de índices de
calidad de suministro (FMIK y TTIK) por punto de retiro, reportado de manera mensual y
acumulada de los últimos 12 meses.
Esta información resultará especialmente relevante si se desea comparar la calidad de
suministro obtenida como resultado de la metodología propuesta por el Estudio con aquella
observada estadísticamente en el SIC.
La información se encuentra disponible desde agosto de 2005 hasta diciembre de 2008.
6.1.5 Afluentes, Mantenimiento Mayor, Indisponibilidades y Fallas de generación y
transmisión.
Este archivo contiene la siguiente información:
- Programa de Mantenimiento Mayor de unidades de generación: Con el objeto de
dar cumplimiento a lo indicado en el artículo 36 letra (f) del DS N°291/2007, el
CDEC prepara el programa de mantenimiento preventivo mayor de las unidades
generadoras y líneas de transporte pertenecientes al SIC de periodicidad anual.
- Indisponibilidad anual estimada de equipos de generación. Información disponible
desde a contar del 2005.
- Indisponibilidad de equipos de generación utilizada para el cálculo de Potencia
Firme desde el año 2004 a 2009.
- Estadística de fallas de instalaciones de generación desde el año 2005 al 2009. Se
incluye el origen de la falla (interno o externo), el tipo de falla (forzada o
programada) la hora y fecha de inicio y fin de la falla, y la potencia disponible
durante la falla.
- Estadística de fallas de instalaciones de transmisión desde el año 2003 a 2009. Para
cada falla se indica el tramo afectado, el tipo de falla (forzada, no postergable o
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EDAC: Acrónimo para Esquema de Desprendimiento Automático de Carga
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programada) y la fecha y hora de inicio y fin. No obstante, la información es
presentada por tramo, sin encontrarse estadísticas referentes a fallas en
transformadores de poder.
6.1.6 Estudio de Continuidad
El estudio de continuidad responde a lo establecido en el Título 6-4 de la Norma. Se
elabora cumpliendo las estipulaciones definidas en la Norma Técnica para este efecto, en el
marco de su Capítulo Nº 6, por lo que su objetivo no es definir estándares de medición para
los índices de continuidad, sino la realización de estudios para la Programación de la
Seguridad y Calidad de Servicio.
El Estudio de Continuidad se encuentra ligado a la determinación de frecuencia y
tiempo de interrupción del suministro a Instalaciones de Clientes, los cuales quedan medidos
a través de los indicadores FMIK y TTIK en un horizonte de 12 meses, por punto de retiro,
promedio por zona y a nivel sistema. En la Tabla 9 se muestran los valores resultantes, tanto
por zona como a nivel sistémico, para el período enero a diciembre 2010, de acuerdo al
estudio de Evaluación de Índices de Continuidad que la dirección de peajes del CDEC.SIC
publicó con fecha del 31 de diciembre de 2009. Se hace notar que los resultados publicados
no explicitan el significado real del índice, y dan a entender que a nivel agregado, sea esto
zonal o sistémico existiría un problema de exceso de afectaciones, cosa que no ocurre en la
práctica.
Tabla 9: Estudio Continuidad SIC
Además, se debe destacar que los valores determinados por dicho estudio de
continuidad no se condicen con los valores estadísticos de los índices determinados a partir
de la operación. Una comparación para algunas barras se muestra en la siguiente tabla:
FMIK TTIK
veces/año horas/año
Zona Atacama 23,0152 47,9332
Zona Coquimbo 16,7698 47,9432
Zona Colbún 10,1676 18,8423
Zona Troncal Quillota-Charrúa 5,2323 32,5468
Zona Chilquinta-Aconcagua 19,9511 80,9402
Zona Chilectra 18,8285 18,4601
Zona Central 17,5631 85,4051
Zona Concepción 12,0483 58,5505
Zona Araucanía 10,209 48,2753
Zona Charrúa 8,7356 33,1283
Nivel Sistémico 16,0082 57,8678
Valores Promedio por Zona
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Tabla 10: Comparación índices de continuidad estadísticos con resultados de Estudio de Continuidad
Como se puede observar, hay órdenes de magnitud de diferencia entre ambos valores.
Esto se debe en parte a que los índices son calculados de manera diferente. Los índices
estadísticos son calculados en referencia a la potencia instalada del punto de retiro, mientras
que en el Estudio de Continuidad elaborado por el CDEC, el cálculo se hace en referencia a
la demanda máxima del retiro. Para objeto de poder comparar estos valores, es necesario
uniformar el criterio de cálculo de los índices.
La Norma exige determinar valores esperados para dichos índices en función de las
desconexiones intempestivas de las instalaciones del Sistema Interconectado empleando
tasas de falla y reparación obtenidas de estándares internacionales.
Para la realización de este estudio se emplea el método de enumeración de estados
alimentado con los valores de indisponibilidad de componentes definidos en la norma técnica
en los Artículos 5-69 y 5-70.
Cabe destacar que de acuerdo al Estudio de Continuidad elaborado por el CDEC-SIC,
el efecto de los desprendimientos de carga producto de la actuación de EDAC es poco
significativo en comparación con el impacto que tienen fallas de otras características.
6.1.7 Estudio de control de frecuencia y determinación de reservas
La Norma Técnica, en el artículo 6-45 del Título 6-8, establece que la Dirección de
Operación del CDEC-SIC deberá realizar un estudio denominado ―Control de Frecuencia y
Determinación de Reservas‖, cuya periodicidad será al menos anual y que tiene por objeto
efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares SyCS establecidos en el
Capítulo Nº 5 de la Norma.
En dicho informe se determinan las reservas requeridas para el control primario de
frecuencia (CPF) y para el control secundario de frecuencia (CSF), conjuntamente con la
verificación de las exigencias normativas a través de simulaciones dinámicas de la pérdida de
generación más severa en los correspondientes escenarios de operación de alta demanda y
baja demanda más exigentes.
FMIK TTIK FMIK TTIK
S/E Quilpué 12 kV 15,85 54,64 0,45 0,45
S/E La Reina 12 kV 14,95 9,88 0,35 0,02
S/E Recoleta 12kV 23,15 16,16 0,73 0,30
S/E Villarica 23 kV 17,95 63,76 1,06 0,25
S/E Algarrobo 110 kV 13,74 7,18 1,10 0,25
(*) Valores acumulados 12 meses, diciembre 2008
Estudio de Continuidad Estadística CDEC*Punto Conexión
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De acuerdo al Estudio correspondiente al mes de mayo de 2010, se determinó que la
reserva para CPF relacionada con variaciones de la frecuencia producidas por fluctuaciones
instantáneas de la demanda es de +/-56 MW.
La reserva óptima para CPF relacionado con variaciones de la frecuencia producidas
por pérdidas intempestivas de generación es del orden de 204 MW, valor que resulta de
considerar la actuación del EDAC vigente. Así, la reserva total económicamente óptima para
el CPF del SIC es de 260 MW. Por otra parte, y de acuerdo a lo indicado en el mismo
estudio, en función del mayor error estadístico en la previsión de la demanda se determina un
monto de reserva para el CSF de 116 MW.
En suma, la reserva en giro total requerida por el SIC es del orden de 376 MW. Los
resultados son obtenidos a partir de simulaciones dinámicas de la desconexión intempestiva
de 370 MW de generación, correspondiente a la salida de la central San Isidro II.
6.1.8 Estudio restricciones sistema de transmisión
La Norma Técnica establece la obligación de realizar un estudio que determine las
restricciones en el sistema de transmisión de acuerdo a los escenarios de contingencias más
críticas que establezca la Dirección de Operación de los CDEC respectivos. Este estudio
debe determinar las restricciones por las líneas de transmisión que se identifiquen como
críticas de manera que al ocurrir una contingencia el sistema cumpla con los estándares de
seguridad y calidad de servicio que establece la NT. Para estos efectos se evalúan las
contingencias simples probables de ocurrir y de severidad creciente.
La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las
limitaciones impuestas por las capacidades térmicas de las líneas y los elementos series del
sistema de transmisión, las limitaciones operacionales por estabilidad de tensión y
estabilidad dinámica, que son propias de las condiciones de operación interconectada del SIC
y las restricciones supeditadas a las exigencias de SyCS establecidas en el Capítulo 5 de la
Norma.
Como resultado del estudio de restricciones en el sistema de transmisión, se presenta
un resumen tabulado de las restricciones de transmisión por zona del SIC determinadas en el
estudio, que incluye las limitaciones térmicas a 25° temperatura ambiente (con efecto sol) y
las limitaciones operacionales (estabilidad de tensión, estabilidad dinámica y las impuestas
por exigencias de seguridad y calidad de servicio).
6.1.9 Estudio de EDAC
La Norma Técnica establece que será responsabilidad de la DO realizar los estudios
periódicos para revisar y verificar la efectividad y actualización de cada EDAC. Dichos
estudios deberán ser efectuados al menos con una periodicidad anual, conforme a los
requerimientos establecidos en el Capítulo Nº 6 de la NT, y sus resultados deberán ser
publicados en el sitio WEB del CDEC. (Art.5-19).
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Adicionalmente, se indica que la DO realizará el Estudio de EDAC, al menos con
periodicidad anual, para revisar y adecuar los EDAC vigentes. El estudio se realiza para un
horizonte de 12 meses, se revisa y ajusta a la finalización de ese período, o antes de su
finalización, si se producen incorporaciones o modificaciones importantes en el sistema que
puedan afectar el correcto funcionamiento de cada EDAC. (Art. 6-53)
Respecto al EDAC por baja frecuencia actualmente operativo, en su reciente estudio
para el período 2009-2010 se indica que el EDAC operativo a la fecha dispone de un monto
referencial de carga total a desprender, en demanda alta, del orden de un 112% con respecto
al monto total solicitado para el SIC, no comprometiendo este exceso del 12% (160 MW) la
seguridad ni la calidad de servicio (por sobre frecuencias o sobre tensiones) del SIC.
Particularmente, para los casos en que se produzca un decaimiento de la frecuencia con una
tasa de caída menor a 0.6 [Hz/seg] (caso con mayor probabilidad de ocurrencia), el exceso
total sería de 95 MW.
Respecto al EDAC por subfrecuencia operativo, el estudio indica que considerando los
montos de desconexión de carga referenciales informados por cada cliente, el análisis del
EDAC por subfrecuencia operativo a la fecha muestra que habría exceso en el total de
desconexión de carga disponible en el SIC de un 12% (160 MW), que evolucionaría hasta un
11% (148 MW) una vez que todos los coordinados hayan habilitado su esquema en el
periodo comprendido desde noviembre de 2009 a octubre de 2010. Particularmente, para los
casos en que se produzca un decaimiento de la frecuencia con una tasa de caída menor a 0.6
[Hz/seg] (casos con mayor probabilidad de ocurrencia), el exceso total sería menor, llegando
a 95 MW y 102 MW, respectivamente.
6.1.10 Información referente a la topología y demanda del sistema
Respecto a la topología y demanda del SIC existe información suficiente reunida en los
diagramas unilineales, archivos con características de los elementos del sistema, demanda
proyectada en el programa de operación, entre otros.
6.2 CDEC-SING
En esta sección se resume la información disponible en la página web del CDEC-SING
relativa a la evaluación de confiabilidad del sistema.
6.2.1 Información Técnica del SING
Al igual que el caso del SIC, el CDEC-SING contiene en su sitio web las
características técnicas de los componentes que conforman al sistema interconectado. Se
presentan datos técnicos tanto de centrales generadoras, líneas de transmisión, subestaciones,
transformadores de 2 y 3 enrollados, condensadores y reactores, entre otros.
En lo que compete a este estudio, cabe consignar que el CDEC-SING cuenta con
información incompleta de tasas de indisponibilidad forzada. En particular, si bien las tablas
asociadas con los distintos equipos y tramos de línea cuentan, en algunos casos, con la glosa
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de indisponibilidad forzada y programada (ambas en %), no se da cuenta de los valores
asociados. Misma situación se da con las líneas y transformadores de 2 y 3 devanados.
6.2.2 Informe Mensual a la CNE
El artículo 31, del capítulo 2 del Reglamento del CDEC (DS 291 de octubre de 2007)
indica que el CDEC respectivo deberá enviar a la Comisión dentro de los primeros días de
cada mes, un informe resumido que contenga, entre otras, las siguientes materias:
a) Costos marginales de energía, transferencias de energía, cobros y pagos entre
generadores, correspondientes al mes anterior;
b) Síntesis de las desviaciones más importantes entre la programación y la operación
real de las unidades generadoras, y hechos relevantes ocurridos en la operación del
sistema durante el mes anterior;
c) Valores de las variables que mayor incidencia han tenido en los costos marginales
durante el mes anterior;
d) Programa de operación para los siguientes 12 meses, incluyendo la generación
esperada de cada central, y
e) Las modificaciones que se hayan efectuado a los modelos matemáticos y
programas computacionales destinados a la planificación de la operación y al
cálculo de los costos marginales de energía.
De lo anterior, compete a esta propuesta metodológica la información referida a las
fallas ocurridas en el mes, con su fecha respectiva, la componente donde ocurrió la
contingencia, y MW de clientes desconectados producto de dicha falla. No se reporta de
información respecto a la duración de la falla ni la energía no suministrada. También se
informan estadísticas sobre las Desconexiones Manuales de Carga ocurridas en el mes, así
como también estadísticas acumuladas del año referidas a energía no suministrada debido
fallas y debido a trabajos programados.
Esta información se encuentra disponible con periodicidad mensual a partir de enero de
2000, con el último informe publicado, a la fecha de elaboración de este Estudio, en octubre
de 2010.
6.2.3 Informe Semestral del CDEC-SING
Por otra parte, el artículo 32, del capítulo 2 del Reglamento del CDEC (DS 291 de
octubre de 2007) indica que el CDEC respectivo deberá informar semestralmente, entre
otras, las siguientes materias:
a) Posibles escenarios de operación y seguridad de abastecimiento para los próximos
12 meses;
b) Estándares e indicadores de desempeño del sistema eléctrico para los últimos 6
meses;
c) Modificaciones normativas recientes, y
d) Propuestas de modificaciones al Reglamento Interno.
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De lo anterior, compete a esta propuesta metodológica la información respecto a fallas
en instalaciones de generación, transmisión e instalaciones de clientes ocurridas en el
transcurso del semestre. En el caso de fallas de generadores se indica la pérdida de
generación (MW), la desconexión de clientes (MW), los escalones de EDAC que actuaron, la
unidad, la causa y fecha de la falla. No se índica ni la duración de la falla ni la energía no
suministrada.
En relación a las fallas de transmisión y clientes sólo se indican aquellas que implican
desconexiones mayores a 10 MW. Se indican los MW de clientes desconectados, el elemento
donde ocurre la falla, la fecha de la falla y la causa de esta. Al igual que las fallas en
generación, no se indica ni la duración ni la energía no suministrada.
También se presentan gráficos donde se muestra información relativa a las
Desconexiones Manuales de Carga (DMC) desde el año 2007 a la fecha de publicación del
informe, y un gráfico mostrando el LOLP esperado del sistema de generación para los
próximos 6 meses, en un escenario con y sin la central Salta.
Finalmente se indican los proyectos de generación, transmisión y de consumos en
construcción.
6.2.4 Estadísticas de Fallas SING
En este archivo se lleva una estadística de las fallas ocurridas en el SING. Para cada
falla se indica la instalación fallada, la causa del evento, la fecha y hora de inicio y fin, y la
pérdida de generación. Estas estadísticas se encuentran disponibles a contar del año 2007 a la
fecha.
6.2.5 Informe Mensual de Calidad de Suministro
La evaluación de la Calidad de Suministro de instalaciones de generación y
transmisión se evalúa a través de la indisponibilidad forzada e indisponibilidad programada
de las instalaciones de generación y transmisión, de acuerdo a lo que se indica en el Capitulo
N°5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.
Por otro lado, la evaluación de la Calidad de Suministro de Clientes se evalúa a través
de la frecuencia y el tiempo de interrupción total o parcial del suministro, en base a los
índices FMIK (Frecuencia media de interrupción) y TTIK (Tiempo total de interrupción) que
se definen en el Capitulo N°5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.
En este archivo se da cuenta de la información correspondiente a los índices por punto
de conexión de clientes, reportados de manera mensual y acumulada para los últimos 12
meses. Se desagrega por duración de la desconexión (mayor a tres minutos y menor igual a
tres minutos), origen (generación o transmisión), discriminando aquellas donde hubo
actuación de EDAC de las donde no hubo. Además se indican los MVA interrumpidos y la
duración total acumulada de interrupciones en el punto de conexión. La información se
publica en la página web del CDEC con periodicidad mensual, registro que data desde
octubre del 2005 hasta el mes de octubre del presente año.
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6.2.6 Informe de Desconexión Manual de Carga
Estos informes contienen el reporte de las Desconexiones Manuales de Carga
realizadas. Se índica la fecha, hora de inicio, hora de fin, porcentaje de demanda afectados y
MW desconectados, para cada uno de los eventos de desconexión manual de carga, así como
también la descripción de la causa que gatilla la activación.
La información se encuentra disponible desde junio de 2007 hasta mayo de 2010.
6.2.7 Estudio de Continuidad
De forma análoga que para el SIC, el estudio de continuidad del SING da cuenta del
artículo 6-26 de la Norma, y su objetivo específico es determinar el valor esperado de los
índices de continuidad (FMIK y TTIK) en un horizonte de 12 meses. Para ello, se
determinará la probabilidad y frecuencia de falla en el abastecimiento de la demanda por
barra y se realiza el cálculo de los índices de continuidad esperados, a nivel global y por
barra.
Para la realización de este estudio se emplea el método de enumeración de estados
alimentado con los valores de indisponibilidad de componentes definidos en la norma técnica
en los Artículos 5-69 y 5-70, incorporando adicionalmente particularidades del sistema
donde la reposición de suministro se puede realizar en menor tiempo al indicado en dichos
artículos. En términos generales, y a efectos de determinar los índices anteriormente
definidos el estudio contempla un proceso compuesto por las siguientes etapas:
1) Definición de diversos escenarios de análisis y tipos de contingencias.
2) Para cada escenario definido, se realiza el despacho de las unidades generadoras
según la aplicación del Criterio N-1
3) Se identifican las instalaciones del Sistema de Transmisión (líneas de transmisión
y transformadores de poder) y unidades generadoras cuya desconexión
intempestiva pueda derivar en desconexión de carga en Instalaciones de Clientes.
4) En función de los escenarios definidos se realiza un análisis que permite
determinar la potencia desconectada en las Instalaciones de Conexión de Clientes
considerando la ocurrencia de los tipos de contingencias identificados en 1), para
cada una de las instalaciones identificadas en 3).
5) Se determina la potencia interrumpida esperada, el tiempo de duración esperado,
el número de interrupciones y la capacidad en les Instalaciones de Conexión de
Clientes para todo el horizonte de evaluación.
6) A partir de lo obtenido en 5), se determinan los valores esperados de los índices
de contingencia por barra
7) Finalmente se calculan los índices de continuidad globales obtenidos como la
suma de los índices por Instalación de Conexión de Clientes, ponderada por la
capacidad de la respectiva Instalación de Conexión.
Para el cálculo de los índices de continuidad FMIK y TTIK del sistema, se consideran
las desconexiones de carga en instalaciones de Clientes como consecuencia de la
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desconexión de líneas de transmisión, transformadores de poder y unidades generadoras, así
como también, de situaciones de déficit de abastecimiento de la demanda por
indisponibilidad de generación; específicamente:
Desconexión intempestiva de una unidad generadora que tenga como
consecuencia la operación del EDAC por subfrecuencia.
Desconexión intempestiva de una línea de transmisión de simple circuito que
por conectividad involucre la desconexión de una unidad generadora y como
consecuencia de la operación del EDAC por subfrecuencia.
Desconexión Manual de Carga (DMC) instruida por el CDC por déficit de
generación.
Desconexión intempestiva de una línea de transmisión que tenga como
consecuencia la desconexión de carga en Instalaciones de Clientes; dentro de
las cuales se consideran aquellas cargas abastecidas por líneas de transmisión
de simple circuito o por instalaciones tipo tap-off.
Desconexión intempestiva de un transformador de poder que tenga como
consecuencia la desconexión de carga en Instalaciones de Clientes; dentro de
las cuales se consideran aquellas cargas abastecidas directa o indirectamente
desde subestaciones que cuentan con sólo un transformador de poder en
servicio.
Finalmente, como resultado del Estudio se obtiene un índice FMIK esperado para el
sistema, el que para el estudio correspondiente al período octubre 2010 a septiembre de 2011
es igual a 4,2 kVA interrumpidos/kVA instalado al año, y un índice TTIK esperado global
igual a 15,9 kVA interrumpidos-hr/kVA instalado al año. Lo anterior equivale a que en
promedio se espera que cada Instalación de Conexión de Cliente presente 4,2 interrupciones
al año de la totalidad de los kVA instalados, con una duración total de 15,9 horas.
Cabe destacar que estos índices son considerablemente menores que los obtenidos del
Estudio de Continuidad del SIC, hecho que no es un reflejo de la realidad de acuerdo a la
estadística disponible. Esto se debe principalmente a las diferencias metodológicas utilizadas
para la elaboración de cada Estudio, por lo que los valores presentados para cada sistema no
son comparables.
La información se encuentra disponible desde el año 2006 hasta la fecha.
6.2.8 Estudio de control de frecuencia y determinación de reservas
Tal como lo establece el Artículo 6-45 de la NT, este Estudio presenta la evaluación
técnico-económica de la gestión de reservas para el Control de Frecuencia del SING, y cuya
implementación permite disminuir el costo de operación del sistema e incrementar la
disponibilidad de potencia del SING.
El Estudio contempla un proceso compuesto por las siguientes etapas:
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Definición del horizonte y escenarios de análisis; etapa en la cual se define el
horizonte de evaluación del Estudio y se caracterizan los escenarios esperados
para la operación del SING. A efectos de dicha caracterización, se considera la
disponibilidad del parque definida según el programa de mantenimiento mayor,
condiciones de disponibilidad de combustibles, demanda esperada, topología,
entre otros.
Determinación de los requerimientos de reservas para el CPF y CSF; se realiza
en base a un criterio técnico-económico óptimo, que considera la minimización
del costo de operación más el costo de falla de corta duración esperado en el
horizonte de evaluación, según se establece en el Artículo 5-7 de la NT.
Evaluación del desempeño del Control de Frecuencia (CF) y la cantidad de
recursos para realizarlo; etapa que contempla el análisis y conclusiones respecto
de la forma global en que se realiza el CF en el SING.
En el particular del Estudio correspondiente al año 2010, las principales conclusiones
son:
El requerimiento de reserva mínimo para realizar el CPF es de 70 MW, siendo
éste el valor óptimo. Las unidades que participen en el CPF deben ser
despachadas en una potencia tal que les permita preservar su capacidad para
incrementar carga mediante CPF, ya sea en casos de desconexión de unidades
generadoras, cargas o desviaciones temporales de la demanda.
El requerimiento de reserva mínimo para realizar el CSF es de 30 MW, el cual
debe disponerse en unidades en giro. De acuerdo a los análisis realizados, el
valor óptimo es de 30 MW, para el cual se obtiene el mínimo costo total
esperado para el horizonte de evaluación del Estudio. Dicha reserva permite
compensar las desviaciones entre demanda y generación, y el déficit de
generación en caso de desconexión de generación, acotando así una eventual
aplicación de Desconexión Manual de Carga.
La aplicación de las reservas óptimas para CPF y CSF permiten prever un
ahorro esperado en los costos totales de 4,0%, lo cual se descompone en un
ahorro de 4,3% en el costo de operación y un incremento del costo de falla de
corta duración de 31,2%; además de un incremento en la disponibilidad de
potencia para el SING en torno a 65 MW, esto al compararla con aplicación
actual donde todas las unidades participan en el CPF.
La información se encuentra disponible desde el año 2006 hasta la fecha.
6.2.9 Estudio restricciones sistema de transmisión
El Estudio tiene como objetivo definir las restricciones en el Sistema de Transmisión
que la Dirección de Operación podrá adoptar como medida preventiva para garantizar la
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Seguridad y Calidad de Servicio del Sistema ante diferentes estados de operación, para un
conjunto de contingencias simples probables de ocurrir que resulten ser las más críticas.
Este Estudio es actualizado anualmente; o antes si se producen incorporaciones o
modificaciones importantes en las instalaciones del SING, que puedan afectar los resultados
y/o conclusiones incorporadas en el mismo.
La información se encuentra disponible desde el año 2006 hasta la fecha.
6.2.10 Estudio Capacidad de Transmisión de Transformadores de Potencia
En este estudio se determina el la capacidad de transmisión de los transformadores de
potencia considerando el menor valor entre:
Capacidad térmica del transformador de potencia.
Capacidad de los TT/CC utilizados en los equipos de protección asociados.
Ajustes de las protecciones
Otras limitaciones derivadas de las recomendaciones establecidas en:
- Estudios generales definidos en la NT
- Aplicación del Criterio N-1
Los resultados son presentados por cada transformador de potencia del sistema,
indicando su capacidad máxima de transmisión en MVA y la razón que justifica dicha
capacidad.
6.2.11 Estudio EDAC
El Estudio de Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) tiene por objeto
revisar y adecuar los EDAC vigentes, según se encomienda el Título 6-9 de la Norma
Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Este estudio es actualizado con periodicidad
anual según lo dispuesto en el Artículo 6-53 de la NT.
Se llevan a cabo estudios de EDAC por subfrecuencia y por subtensión. En particular,
y en base al último estudio publicado por el CDEC en este aspecto, al año 2009, se determina
que el desempeño del EDAC por subfrecuencia permite verificar un adecuado control de las
contingencias asociadas a subfrecuencias, por lo que el esquema vigente no requiere de
modificaciones. Por su parte, el último estudio de EDAC por subtensión indica que en la
zona de Chuquicamata – Calama se podría prescindir de la implementación de un EDAC por
subtensión en dicha zona, considerando que si bien ello podría redundar en la desconexión
total de los consumos de Chuquicamata y Calama, esto no resultaría crítico para la seguridad
y calidad de servicio del SING.
La información se encuentra disponible desde el año 2005 a 2009.
Cabe destacar en este punto que en el SING, a diferencia del SIC, los desprendimientos
de carga por actuación de EDAC no son despreciables. De acuerdo al Estudio de
Continuidad 2010 del SING, el 59,4% del índice FMIK esperado a nivel sistémico es
explicado por operación de EDAC. Otro efecto considerable en el SING son las
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Desconexiones Manuales de Carga (DCM), las cuales, de acuerdo al mismo Estudio de
Continuidad, representan el 11,4% del FMIK.
Es por esto, que la metodología propuesta para el SING, a diferencia de la de SIC, debe
incluir un análisis en referencia a estos fenómenos.
6.2.12 Información referente a la topología y demanda del sistema
Respecto a la topología y demanda del SING existe información suficiente reunida en
los diagramas unilineales, archivos con características de los elementos del sistema, demanda
proyectada en el programa de operación entre otros.
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7 ANÁLISIS DE LA ESTRUCTURA Y PARTICULARIDADES
DE LOS SISTEMAS INTERCONECTADOS CHILENOS
7.1 Sistema Interconectado Central
El Sistema Interconectado Central (SIC) está constituido por las instalaciones de
generación y de transmisión que operan interconectadas desde Taltal por el norte (II Región)
hasta la Isla de Chiloé (X Región). En la zona del SIC habita el 93% de la población. Cuenta
con alrededor de 650 unidades generadoras, 280 subestaciones y 470 circuitos y segmentos
de línea, de acuerdo a la información contenida en el sitio web del operador del sistema,
CDEC-SIC, considerando elementos del troncal, subtransmisión y adicionales.
Se presentan a continuación otras particularidades que definen al sistema.
7.1.1 Oferta en generación y demanda
Desde el punto de vista de la oferta, en la Tabla 11 y la Figura 25 se puede observar la
capacidad instalada del Sistema Interconectado Central, donde se aprecia claramente el
equilibrio hidrotérmico que define al sistema. Al mes de octubre de 2010, y de acuerdo de
información del CDEC-SIC, la capacidad instalada del sistema es de 12.327 MW, de los
cuales el 45% corresponde a unidades hidráulicas, 53% a unidades térmicas, y un 1% a
generadores eólicos.
Tabla 11: Capacidad instalada SIC por tecnología y por empresa
CAPACIDAD INSTALADA (MW) EMBALSE PASADA TÉRMICA EÓLICA TOTAL
ARAUCO GENERACION - - 36 - 36
AES GENER - 272 650 - 922
COLBUN 593 293 1.238 - 2.125
ENDESA 2.016 346 1.584 18 3.964
GUACOLDA - - 610 - 610
PANGUE 456 - - - 456
PEHUENCHE 551 124 - - 675
S.E. SANTIAGO S.A. - - 480 - 480
IBENER - 127 - - 127
CAMPANARIO - - 165 - 165
PACIFIC HYDRO CHILE - 72 - - 72
POTENCIA CHILE - - 99 - 99
OTROS 172 561 1.720 144 2.597
TOTAL 3.788 1.794 6.582 162 12.327
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Figura 25: Capacidad instalada por tecnología, SIC
Por otra parte, y desde el punto de la demanda de energía, en la Figura 26 se muestra la
evolución de la demanda máxima del sistema y la capacidad instalada del mismo, variables
que permiten calcular la reserva operacional del sistema.
Figura 26: Evolución capacidad instalada y demanda máxima SIC
La condición de la matriz de energías de nuestro país, caracterizada por su fuerte
componente hidráulica, indicada en la Figura 25, y la casi nula producción nacional de
combustibles fósiles, se traduce en una dependencia, tanto en la operación como en los
costos del sistema, del escenario hidrológico, los precios y disponibilidad de los
31%
15%53%
1%
EMBALSE
PASADA
TÉRMICA
EÓLICA
0
2
4
6
8
10
12
14
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
GW
Evolución Capacidad Instalada y Demanda Máxima SIC (MW)
Capacidad Instalada MW Demanda Máxima MW
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combustibles importados. En la Figura 27 se puede observar la evolución histórica de la
matriz de energías del SIC versus el costo marginal resultante de la operación del mismo. En
ella se puede observar que ante menores niveles de generación hidráulica y una mayor
componente térmica, principalmente diesel, los costos marginales alcanzan valores elevados.
Figura 27: Matriz de energía SIC
Por su parte, en la Figura 28 se puede observar la relación entre la energía embalsada,
la disponibilidad del gas y el costo marginal del sistema, señal inequívoca de la dependencia
anteriormente descrita.
Figura 28: Influencia de los combustibles y la hidrología en el CMg del SIC
0
50
100
150
200
250
300
350
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
2007 2008 2009 2010
US$
/MW
h
GW
h
Pasada Embalse Eólico Carbón Gas GNL Otro Diesel Costo Marginal (US$/MWh)
0
50
100
150
200
250
300
350
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
[US$/M
Wh]
[GW
h]
Energía Embalsada [GWh] Generación Gas Argentino [GWh] CMG [US$/MWh]
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Dada entonces esta particularidad del sistema, el margen de operación originado por la
diferencia entre capacidad instalada y demanda, indicado en la Figura 26, no es totalmente
válido, ni tampoco se encuentra siempre disponible. A pesar que la capacidad de generación
en la actualidad duplique prácticamente a la demanda máxima del sistema, a la hora de la
operación del sistema, y en consideración a los distintos escenarios hidrológicos, factores de
plantas, eficiencias y costos que definen a cada tecnología, dicho margen podría reducirse
fuertemente, dejando al sistema en estados más ajustados de operación.
7.1.2 Transmisión
Respecto a la transmisión, el SIC se estructura en torno a un sistema de transmisión
troncal, conjunto de instalaciones de uso común en el sistema eléctrico que cumple la
función de transportar la energía desde los puntos de generación hacia los puntos de
consumo.
Por su parte, el sistema de subtransmisión es entendido por la ley como aquel
constituido por las instalaciones de transmisión destinadas al abastecimiento dedicado de
grupos de clientes ubicados en zonas de concesión de empresas distribuidoras. Desde el
punto de vista operativo, estas instalaciones sirven para tomar la energía del Sistema Troncal
y conducirla hasta la entrada de los sistemas de distribución para su posterior
direccionamiento a los clientes finales ubicados en dichas zonas. Cabe destacar que, en
subtransmisión también existen generadores que inyectan directamente su producción en
estos sistemas.
Finalmente, en los sistemas se definen los sistemas adicionales, correspondiente a
aquellas instalaciones de transmisión de uso particular, y que están constituidas por las líneas
eléctricas dispuestas para la inyección de energía al sistema por parte de centrales o para el
retiro de grandes clientes.
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Figura 29: Sistemas de transmisión del SIC
De acuerdo a la información publicada el CDEC-SIC, el sistema de transmisión del
SIC, considerando líneas de tensión igual o superior a 23kV, dan cuenta de 11.585 km de
líneas a octubre de 2010.
Tabla 12: Características físicas sistema de transmisión SIC
Por otra parte, en la Tabla 13 se indica la clasificación de las líneas de transmisión de
acuerdo los sistemas troncal, subtransmisión y adicional para el SIC.
Sistema Troncal
G
Sistemas Adicionales
Sistema de Subtransmisión
GSistemas Adicionales
Sistema de Subtransmisión
Sistemas Adicionales Sistemas Adicionales
G
Empresas Distribuidoras
Grandes ConsumosEmpresas Distribuidoras
Grandes Consumos
TENSIÓN LONGITUD PROPORCIÓN
(kV) (km) [%]
500 1.001 9%
220 5.100 44%
154 1.267 11%
110 1.211 10%
66 2.946 25%
23 60 1%
TOTAL 11.585 100%
100
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Tabla 13: Sistemas de Transmisión SIC
Sistema de Transmisión Troncal
El Sistema de Transmisión Troncal está formado por 4.328 km de línea, de acuerdo a
la información del CDEC-SIC, mayormente en redes de 220 kV.
Tabla 14: Sistema de Transmisión Troncal SIC
Un aspecto relevante a la hora de describir las particularidades del sistema corresponde
a la topología del mismo. En este sentido, en la Figura 30 se muestra el mapa referencial
publicado en la página del CDEC-SIC, actualizado a julio de 2010. En dicha figura se puede
observar que el sistema troncal cuenta con una estructura principalmente enmallada, esto es,
un sistema que puede alimentar una misma carga o consumo por diferentes vías de
alimentación. Los sistemas enmallados presentan altos estándares de seguridad de
suministro, pues ante fallas o indisponibilidades de una línea, la carga puede seguir
abasteciéndose.
SISTEMA LONGITUD PROPORCIÓN
(km) [%]
Subtransmisión 4.592 40%
Troncal 4.328 37%
Adicional 2.665 23%
Total 11.585 100%
TENSIÓN LONGITUD PROPORCIÓN
(kV) (km) [%]
500 1.001 23%
220 2.940 68%
154 387 9%
110 - 0%
66 - 0%
23 - 0%
TOTAL 4.328 100%
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Figura 30: Topología SIC
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Por otra parte, el sistema troncal se define como aquél que sustenta las operaciones de
intercambio entre generadores, derivadas del despacho económico del sistema eléctrico. En
efecto, es propio de sistemas con alta composición hidráulica - como es el caso del SIC -
presentar sistemas de transmisión con alta variabilidad en la magnitud e incluso en el sentido
de los flujos, cuando se analiza las posibilidades de abastecimiento de un nivel dado de
demanda. Estas posibilidades están dadas por la disponibilidad hidrológica. En efecto, en el
caso de un año de abundancia hídrica, se tenderá a abastecer la demanda con centrales
hidráulicas, dirigiéndose los flujos de energía desde la localización de estas centrales hasta
los puntos en que la demanda se ubica. En un año seco, la demanda se abastecerá con
centrales térmicas, generalmente ubicadas más cerca de los grandes centros de consumo. En
este caso, los flujos de energía emanarán desde estos puntos, dirigiéndose hacia todos los
puntos de consumo, y en particular, hacia la zona en donde su ubican las centrales hídricas
que eventualmente no tienen recursos para abastecer la demanda en su zona circundante.
Esto es, el flujo se revierte.
Desde el punto de vista de la planificación de los sistemas de transmisión, este se lleva
a cabo bajo el criterio de seguridad N-1. Tal criterio, de características heurísticas, señala que
en un sistema de N componentes idénticos, sólo N-1 se entienden disponibles para el uso,
pues el enésimo opera como respaldo en caso de falla de alguno de los demás. Un sistema de
transmisión con dos líneas en paralelo y operando bajo el criterio de seguridad N-1 se
entiende diseñado para abastecer en forma segura la mitad de la capacidad total. Si se quiere
duplicar la capacidad segura - bajo el mismo criterio - bastaría con agregar una línea idéntica
y no dos.
No obstante, el criterio de diseño del sistema no se cumple en todos los elementos del
sistema, ni en cualquier condición de operación. Tal situación se da no sólo en la
planificación del troncal sino también en los sistemas de subtransmisión. Por lo demás, el
criterio de planificación sólo es aplicable ante ocurrencias de contingencias simples, las que
tienen impacto en cortes de suministro a clientes sólo si ocurren en aquellos elementos donde
no se cumple el criterio N-1 estricto en la planificación ni operación.
En este sentido, la Norma Técnica en su capítulo 5-5 indica que la planificación para el
desarrollo del sistema deberá ser tal que permita conservar los márgenes y reservas
operacionales necesarias para garantizar que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple,
sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones y puedan provocar la salida
incontrolada de las mismas. Tal condición deberá ser verificada tanto en los estudios de
Transmisión Troncal como en los de Subtransmisión. Adicionalmente, se indica en dicho
capítulo que la aplicación del Criterio N-1 para efectos de la planificación a que se refiere el
presente artículo, no deberá considerar la utilización de los recursos EDAC, EDAG y/o
ERAG activados por señal específica33
.
33
EDAG : Esquema de Desprendimiento Automático de Generación
ERAG : Esquema de reducción Automática de Generación
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Por su parte, el capítulo 5-6 de la NT indica que será el CDEC el que coordinará la
operación de las instalaciones del sistema de modo que se asegure en todo momento lo
señalado en el inciso anterior, debiendo aplicar un Criterio N-1, en todas aquellas
instalaciones del Sistema de Transmisión que permitan dar cumplimiento a las exigencias
establecidas en la norma. Tal coordinación de la operación por parte del CDEC, de acuerdo
al artículo 5-7, deberá considerar en todos los estudios de programación de la operación, que
una Contingencia Simple pueda ser controlada con la activación de EDAC, EDAG y/o
ERAG, por subfrecuencia, subtensión o señal específica, o bien mediante restricciones en la
operación de las instalaciones de generación o transmisión, de modo de asegurar que la falla
no se propague al resto de las instalaciones, para lo cual deberá realizar una evaluación
técnico-económica considerando el costo de energía no suministrada de corta duración y la
probabilidad de falla. Tal consideración económica, tanto para la planificación como para la
operación, implica entonces la no consideración del criterio de seguridad bajo ciertas
circunstancias.
Sistema de Subtransmisión
Los sistemas de Subtransmisión están formados por 4.592 km de línea, de acuerdo a la
información del CDEC-SIC, mayormente en redes de 66 kV.
Tabla 15: Sistemas de Subtransmisión SIC
Desde el punto de vista de la topología del sistema, tanto los sistemas de
subtransmisión como adicionales, en vista de su definición, presentan generalmente una
configuración radial, descolgando su consumo a partir del sistema troncal para suministrar
energía a sus clientes. Tal situación implica necesariamente que en los segmentos radiales las
contingencias simples tendrán siempre afectación directa a clientes. No obstante lo anterior,
la norma técnica vigente en el país no hace distinciones en su aplicación entre troncal y
subtransmisión, debiendo cumplirse a cabalidad los requerimientos que en ella se indican.
Por otra parte, los sistemas de subtransmisión, se caracterizan por estar destinados a
abastecer una carga o demanda localizada, por ende, se espera en estos sistemas que el nivel
del flujo de energía quede determinado por dicha carga, y se oriente permanentemente hacia
TENSIÓN LONGITUD PROPORCIÓN
(kV) (km) [%]
500 - 0%
220 564 12%
154 488 11%
110 975 21%
66 2.505 55%
23 60 1%
TOTAL 4.592 100%
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ella. Si se observara un flujo en sentido contrario a la carga el criterio de operación en
contracorriente señalaría que dicho sistema no puede entenderse usado por dicha carga, y por
tanto no debe ser remunerado por ella sino que por el agente que da origen al sentido del
flujo, por ejemplo, una central generadora que inyecta su producción en el sistema de
subtransmisión.
El mismo tipo de razonamiento es aplicable al caso de los sistemas adicionales de
inyección. En efecto, un sistema queda calificado a priori como un sistema adicional de
inyección si se entiende que está dispuesto para evacuar la energía de la central, o dicho de
otro modo, si el flujo de energía se dirige por el sistema en cuestión desde la central hacia el
resto del sistema eléctrico que constituye su mercado. Desde el punto de vista físico, los
sistemas adicionales se componen por 2.665 km principalmente en líneas de 220 kV.
Tabla 16: Sistemas Adicionales SIC
La diferenciación de los sistemas de transmisión troncal, subtransmisión y adicional
será esencial para efectos de la metodología que en este estudio se propone, metodología en
la cual se considerarán las simplificaciones adecuadas de manera de hacer el problema
abordable sin comprometer la calidad de los resultados obtenidos.
7.2 SING
El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) está constituido por las
instalaciones de generación y transmisión que operan interconectadas desde Arica, por el
norte, hasta Coloso, al sur de Antofagasta, por el sur y conecta tanto los centros poblados
como las principales instalaciones mineras e industriales de la zona. Cuenta con alrededor de
90 unidades generadoras, 130 subestaciones y 160 circuitos y segmentos de línea,
considerando adicionales, subtransmisión y troncal. Modelar todos estos elementos para un
estudio de confiabilidad resultaría poco práctico debido a la complejidad del problema y al
tiempo de computación que aquello requeriría.
En la metodología propuesta se considerarán las simplificaciones adecuadas de manera
de hacer el problema abordable sin comprometer la calidad de los resultados obtenidos.
TENSIÓN LONGITUD PROPORCIÓN
(kV) (km) [%]
500 - 0%
220 1.596 60%
154 392 15%
110 237 9%
66 441 17%
23 - 0%
TOTAL 2.665 100%
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Se presentan a continuación otras particularidades que definen al sistema.
7.2.1 Oferta en generación y demanda
Desde el punto de vista de la oferta, en la Tabla 17 y la Figura 31 se puede observar la
capacidad instalada del SING, donde se aprecia claramente, y a diferencia del SIC, la casi
total dependencia de producción termoeléctrica que define al sistema. Al mes de octubre de
2010, y de acuerdo de información del CDEC-SING, la capacidad instalada del sistema es de
3.699 MW.
Tabla 17: Capacidad instalada SING por tecnología y por empresa
Figura 31: Capacidad instalada por tecnología, SING
Por otra parte, y desde el punto de la demanda de energía, en la Figura 32 se muestra la
evolución de la demanda máxima del sistema y la capacidad instalada del mismo, variables
que permiten calcular la reserva operacional del sistema.
Carbón Carbón + Petcoke Diesel Diesel + Fuel Oil Fuel Oil Nro. 6 Gas Natural Hidro Total
Celta 158 - 24 - - - - 182
E-Cl - 341 48 41 - 251 10 691
Electroandina - 440 50 - 179 438 - 1.105
Norgener - 277 - - - - - 277
Enorchile - - 11 - - - - 11
Gasatacama - - - - - 781 - 781
Inacal S.A. - - - - 7 - - 7
Aes Gener - - - - - 643 - 643
Cavancha - - - - - - 3 3
Total 158 1.058 132 41 185 2.112 13 3.699
4%
29%
4%
1%5%
57%
0%
Carbón
Carbón + Petcoke
Diesel
Diesel + Fuel Oil
Fuel Oil Nro. 6
Gas Natural
Hidro
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Figura 32: Evolución capacidad instalada y demanda máxima SING
A diferencia del SIC, al ser el SING un sistema netamente térmico, la operación del
sistema depende netamente de la disponibilidad y precios de los combustibles. En este
sentido, en la Figura 33 se puede observar que la falta de gas natural y los altos precios de los
combustibles fósiles observados durante gran parte del año 2008 aumentaron los costos
marginales significativamente. Posteriormente, esta tendencia se revirtió debido a la baja en
el precio del petróleo diesel, no obstante se mantienen al día de hoy en valores altos en
comparación con años anteriores a la crisis del gas natural.
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
GW
Evolución Capacidad Instalada y Demanda Máxima SING (MW)
Capacidad Instalada MW Demanda Máxima MW
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Figura 33: Matriz de energía SING
Dada entonces la dependencia en este caso de la disponibilidad de los combustibles por
parte a las centrales térmicas del SING, nuevamente el margen de operación dado por la
diferencia entre capacidad instalada y demanda – indicado en la Figura 32 – no es totalmente
válido, ni tampoco se encuentra siempre disponible. A pesar que la capacidad de generación
en la actualidad duplique prácticamente a la demanda máxima del sistema, la incapacidad de
centrales que operan a gas natural, por ejemplo, operen con combustibles alternativos como
el diesel, implican que el margen podría reducirse fuertemente, dejando al sistema en estados
más ajustados de operación.
7.2.2 Transmisión
Respecto a la transmisión, el sistema del SING posee características muy diferentes a
las del SIC. Respecto al sistema troncal, y a pesar de que su función es la misma en ambos
sistemas interconectados, definidos de acuerdo a la Ley, la fuerte presencia de sistemas
adicionales de propiedad de empresas mineras.
0
50
100
150
200
250
300
350
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
2007 2008 2009 2010
US$
/MW
hG
Wh
Hidro Gas Natural Carbón + Petcoke Carbón
Fuel Oil Nro. 6 Diesel + Fuel Oil Diesel Costo Marginal (US$/MWh)
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Figura 34: Topología SING
De acuerdo a la información publicada el CDEC-SING, el sistema de transmisión del
SING, considerando líneas de tensión igual o superior a 23kV, dan cuenta de 6.794 km de
líneas a octubre de 2010, principalmente en líneas de 220 kV. (Ver Tabla 16)
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Tabla 18: Características físicas sistema de transmisión SING
Por otra parte, en la Tabla 17 se indica la clasificación de las líneas de transmisión de
acuerdo los sistemas troncal, subtransmisión y adicional para el SING. A partir de ella se
observa la principal diferencia entre los sistemas interconectados del país, tomando en cuenta
que para el SING el 86% del total de las redes corresponden a sistemas adicionales, siendo
tan sólo 2 de los 6.794 km correspondientes al Sistema de Transmisión Troncal (valores de
acuerdo a lo informado por el CDEC-SING a noviembre de 2010).
Tabla 19: Sistemas de Transmisión SING
Sistema de Transmisión Troncal
El Sistema de Transmisión Troncal del SING está formado por 2 km de línea, de
acuerdo a la información del CDEC-SING, correspondiente al tramo entre las subestaciones
Tarapacá 220 y Atacama 220.
(kV) (km) [%]
66 384 6%
69 17 0%
100 58 1%
110 1.368 20%
220 4.968 73%
Total 6.794 100%
SISTEMA LONGITUD PROPORCIÓN
(km) [%]
Adicional 5.857 86%
Subtransmisión 935 14%
Troncal 2 0%
Total 6.794 100%
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Tabla 20: Sistema de Transmisión Troncal SING
Sistema de Subtransmisión
Los sistemas de Subtransmisión están formados por 935 km de línea, de acuerdo a la
información del CDEC-SING, mayormente en redes de 110 kV. Como se puede apreciar en
la Figura 34, donde se presenta la topología del SING, el sistema cuenta con un sistema de
transmisión troncal de pequeñas dimensiones, a partir del cual cuelgan tanto el sistema de
subtransmisión como el de transmisión adicional. En este sentido, tales sistemas presentan
características radiales en sus configuraciones respectivas.
Tabla 21: Sistemas de Subtransmisión SING
Los sistemas de transmisión adicional que conforman el SING son la principal red de
transmisión del sistema, dando cuenta de 5.897 km principalmente en líneas de 220 kV.
TENSIÓN LONGITUD PROPORCIÓN
(kV) (km) [%]
220 2 100%
110 - 0%
100 - 0%
69 - 0%
66 - 0%
Total 2 100%
TENSIÓN LONGITUD PROPORCIÓN
(kV) (km) [%]
220 363 39%
110 405 43%
100 - 0%
69 - 0%
66 167 18%
Total 935 100%
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Tabla 22: Sistemas Adicionales SING
TENSIÓN LONGITUD PROPORCIÓN
(kV) (km) [%]
220 4.603 79%
110 963 16%
100 58 1%
69 17 0%
66 217 4%
Total 5.857 100%
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8 PROPUESTA METODOLÓGICA
8.1 Objetivos y alcances de la metodología propuesta
Los sistemas interconectados son planificados y operados a partir de los criterios
definidos en la NT de SyCS, particularmente en los Artículos 5-5, 5-6, 5-7 y 5-32 (ver
sección 5.3). Las exigencias que imponen su aplicación implican un determinado nivel de
seguridad, y por consiguiente, un determinado nivel de calidad de servicio para el cual son
diseñadas las redes.
El objetivo de la propuesta metodológica consiste en la evaluación del nivel de
confiabilidad que implican los criterios de planificación y operación, de manera de analizar
posteriormente si el desempeño efectivo del sistema se condice con el desempeño para el
cual fue diseñado.
La propuesta metodológica desarrollada por el Consultor, de manera de dar
cumplimiento con los objetivos de este Estudio, se basa en un análisis ex-ante de la
operación del sistema, de manera similar a lo que realizan actualmente los respectivos CDEC
en los estudios de Continuidad ordenados por la Norma Técnica. No obstante, y en vista de
los resultados que arrojan dichos estudios, estos no serían representativos de la realidad del
sistema propiamente tal (ver Capítulo 6)
Dado lo anterior, el Consultor propone la realización de estudios para la evaluación de
la seguridad y calidad de servicio, evaluando el impacto de la seguridad del sistema en la
calidad del mismo, a través de la afectación a clientes producto de contingencias, bajo el
supuesto del cumplimiento de los criterios de suficiencia en la planificación.
Respecto a los índices a considerar en la evaluación de la confiabilidad de los sistemas
eléctricos, en el capítulo 4 se lleva a cabo una revisión del contexto internacional en lo
referido a este tema. Tales antecedentes permiten concluir que los índices de confiabilidad
aceptados internacionalmente dan cuenta en general de la frecuencia de interrupción, la
duración de las mismas y de la Energía no Suministrada. La diferencia que marca el cálculo
en cada uno de los países revisados se refiere principalmente a la metodología que hay detrás
del mismo. Dado lo anterior es que la propuesta del Consultor se basa en el cálculo del los
mismos índices que la Norma Técnica define, FMIK y TTIK de acuerdo a lo indicado en el
Artículo 5-73, a los que se suma la Energía no Suministrada, de manera de dar cuenta de la
confiabilidad de los sistemas.
La propuesta metodológica busca determinar el aporte por segmento funcional del
sistema eléctrico (generación o transporte) a los índices de confiabilidad y su apertura por
barra de suministro, de manera de tener una indicación de cómo se distribuye
geográficamente la confiabilidad y de la robustez de cada segmento funcional del sistema.
Se propone realizar este tipo de estudio anualmente, incorporando las obras en
construcción previstas para el año de estudio. De esta manera se contará con un indicador
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anual de la evolución de la calidad de suministro del sistema y de cómo este responde frente
a los incrementos de demanda y a las expansiones del sistema.
Se recomienda además la realización de estudios de confiabilidad particulares con
ocasión de los estudios de planificación de redes (Estudio de Transmisión Troncal y estudios
de Subtransmisión), de manera de evaluar el impacto que tienen las obras allí propuestas
sobre la calidad de suministro del sistema.
8.2 Aspectos generales de la metodología propuesta
Dada las diferentes características de los segmentos funcionales de los sistemas
interconectados, se propone una metodología específica para evaluar cada uno de estos
segmentos:
- Generación
- Redes de transmisión
- Redes de subtransmisión operadas radialmente
La metodología seleccionada es la de enumeración de estados considerando
únicamente contingencias simples. Para un primer estudio de confiabilidad esta surge como
la metodología más atractiva debido a su implementación sencilla y directa. Además, permite
dar cuenta de las particularidades del sistema a evaluar por el hecho de tener que realizar un
análisis caso a caso; experiencia que sin lugar a dudas es necesaria en caso que se desee
implementar una metodología más elaborada.
Por su parte, la metodología propuesta, considera un modelo de componentes de
contingencias forzadas reparables dado por dos estados: disponible y no-disponible. Para que
los resultados de un estudio de confiabilidad se condigan con la realidad del sistema, es
imperativo que las tasas de falla utilizadas en la modelación reflejen la realidad de los
componentes34
.
A continuación se presenta la metodología propuesta para cada segmento funcional de
los sistemas eléctricos:
8.3 Metodología para el parque generador SIC
La metodología propuesta se basa en el método de enumeración de estados descrito en
la sección 3.3.1. Debido a la dimensión del problema, sólo se consideran contingencias
simples en unidades generadoras.
En cuanto a las consecuencias que tiene sobre el suministro a clientes cada estado
enumerado, la metodología recoge las acciones correctivas que permite la normativa chilena.
34 En este aspecto se debe tener especial cuidado al seleccionar las frecuencias de falla y tiempo medio de reparación de los
transformadores de poder. Para efectos de la evaluación de la confiabilidad del sistema se debe considerar como
contingencia en un transformador aquellos eventos que lo lleven a estado no-disponible, sin que esto necesariamente
implique que el transformador en sí fallo por lo que deba ser reparado o reemplazado.
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Una contingencia en una unidad generadora que se encuentre operando produce un
desbalance entre la potencia inyectada y la retirada. Parte de la potencia, que en el instante
pre-contingencia era inyectada por la unidad que sufrió la desconexión intempestiva, es
absorbida por la reserva en giro con que es operado el sistema. No obstante, se puede dar el
caso que este margen de reserva en giro no sea suficiente, por lo que el desbalance entre
generación y demanda se traduce en una caída en la frecuencia del sistema. La NT, para
hacer frente a esta situación, permite la actuación de esquemas automáticos de desconexión
de carga por subfrecuencia (EDAC por subfrecuencia), los cuales buscan restaurar dicho
equilibrio, asegurando que la transición del estado operacional pre-contingencia a post-
contingencia sea estable, dentro de determinados márgenes, y que se evite el colapso del
sistema.
La metodología se plantea como un análisis estático de las contingencias posibles en el
parque generador.
Figura 35. Esquema de análisis estático de contingencias en centrales generadoras.
El nivel de seguridad del parque generador se traduce en afectaciones a clientes a
través de la actuación de los EDAC por subfrecuencia, luego la metodología propuesta busca
realizar una estimación del accionamiento de EDAC.
8.3.1 Supuestos de la metodología
Los supuestos de la metodología propuesta para evaluar el aporte del parque generador
a la confiabilidad del sistema son los siguientes:
a) Solo se consideran contingencias simples forzadas en unidades generadoras o en
líneas y transformadores que, por conectividad, impliquen la desconexión de una
unidad.
Demanda Sistema
Potencia Inyectada
por las N-1
centrales
Demanda abastecida
post-contingen
ciaPotencia
inyectada por
la unidad i
Reserva en Giro
Carga desconectada por actuación de EDAC
Contingencia en la unidad i
Potencia Inyectada
por las N-1
centrales
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b) Solo se consideran las afectaciones a clientes por contingencias en el parque
generador, lo que se traduce en la actuación de EDAC de baja frecuencia. Este es el
único tipo de desprendimiento de carga que se evalúa.
c) Se ignoran los fenómenos relacionados con la evolución dinámica de frecuencia y
la distribución espacial de la reserva en giro.
d) Se ignora el efecto de la sensibilidad de la demanda a la frecuencia y tensión.
e) Para efectos de la verificación del EDAC, se representa al sistema real mediante un
modelo uninodal, en donde la frecuencia es única. Se sume entonces que los EDAC
de baja frecuencia actúan de forma uniforme a lo largo del sistema. Esto es, en caso
de activarse un escalón, este se activa en todo el sistema. Conociendo la asociación
entre el escalón de frecuencia activado en el EDAC y los nodos del sistema se
determina la afectación a los retiros.
f) La indisponibilidad programada de las unidades no se considera ya que ésta no
tiene como consecuencia la actuación de EDAC de baja frecuencia.
g) La dimensión de suficiencia se considera resuelta, por lo que no tiene impacto en
los índices.
h) El horizonte de evaluación es de 12 meses.
i) Se considera que para la totalidad de la demanda desconectada por actuación de
EDAC es posible reponer suministro en un tiempo máximo de una hora.
j) Se considera las redes de transporte 100% disponibles.
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8.3.2 Descripción de la metodología
Figura 36. Diagrama de flujo de la metodología para evaluar el parque generador.
Paso 1
Definir K bloques de demanda considerando su apertura por barra para un horizonte de
12 meses.
Información
Modelo de
demanda por
bloque y por barra
Simulación de
operación del
sistema
Definir lista de
contingencias en
unidades
generadoras
Evaluar contingencia i en la operación
simulada.
Generación
desconectada > Reserva
en Giro?
Determinar carga
desconectada por EDAC y
tiempo de reposición de
suministro
NO
No hay
afectaciones a
clientes
SI
NO Se evaluó toda la lista
de contingencias?
SI
Calcular los índices de
confiabilidad a partir de
las afectaciones a
clientes
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Figura 37. Curva de duración mensual discretizada en K niveles de carga.
Paso 2
Simular la operación del sistema para cada uno de los K bloques en los 12 meses, para
un set de H hidrologías.
Paso 3
Para cada bloque en cada mes y para cada hidrología se debe determinar el nivel de
reserva del sistema:
Donde:
: Reserva del sistema en el bloque k, mes m, para la hidrología h [MW].
: Potencia neta generada por la unidad i para un nivel de demanda k en un
escenario hidrológico h [MW].
: Potencia máxima neta de la unidad i para un nivel de demanda k en un
escenario hidrológico h [MW].
: Número de unidades generadoras operando en el bloque k del mes m en la
hidrología h.
Además, en ningún caso el nivel de reserva puede ser menor a aquel determinado en el
Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas elaborado por el CDEC. (De
acuerdo al capítulo 6.1.7 tal valor corresponde a 376 MW).
Dem
and
a [M
W]
Tiempo
0 1 mesTk
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Paso 4
Enumerar todas las contingencias simples en unidades generadoras cuya potencia
despachada en el bloque k del mes m en la hidrología h sea mayor al nivel de reserva en giro
del sistema y las contingencias en líneas y transformadores, que por conectividad,
impliquen la desconexión de aquellas centrales. Estos son los estados del sistema a ser
evaluados y son representados por , vector que índica que la unidad i sufrió una
contingencia. Este es el vector de estado del sistema.
Paso 5
Determinar para cada contingencia, en cada nivel de demanda, para cada hidrología
considerada, la pérdida de carga por actuación de EDAC mediante la siguiente expresión:
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Apagón o Blackout Si
Donde:
: Carga perdida para el bloque de demanda k, en el mes m, en un
escenario hidrológico h, frente a una contingencia en la unidad i [MW].
: Potencia neta despachada de la unidad i para el bloque de demanda k, en el
mes m, en un escenario hidrológico h [MW].
: Desprendimiento de carga por actuación del escalón de
baja frecuencia para el nivel de demanda k durante el mes m [MW].
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En caso que la unidad que sufrió la contingencia participe aportando reserva en giro al
sistema, se deberá descontar de la reserva que dicha unidad aportaba.
Los valores de y su apertura por barra se pueden determinar a partir de la
información disponible en la página web del CDEC-SIC donde se incluye el detalle de los
EDAC activos en el sistema, indicándose los montos de carga comprometidos, el escalón al
cual se encuentran asociados y su composición por barra. Con esta información es posible
obtener la apertura por barra asociada a cada escalón de EDAC.
Además, se debe considerar que la energía comprometida en cada escalón de EDAC
varía dependiendo del nivel de demanda de los consumos asociados a dicho escalón. Para
modelar este efecto se puede tomar como supuesto que la demanda asociada a los EDAC
sigue el mismo comportamiento que la demanda global del sistema. Luego se puede suponer
la siguiente relación:
Donde:
: Corresponde a la demanda del sistema en el k-ésimo bloque, durante el m-ésimo
mes [MW].
: Potencia máxima comprometida en el escalón j-ésimo de EDAC por
subfrecuencia.
Paso 6
Determinar la duración del estado de falla del sistema. El cálculo se realiza a partir de
la reserva pronta disponible, la cual se muestra en la siguiente tabla:
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Tabla 23. Reserva pronta disponible en el SIC (Fuente: Estudio de Control de Frecuencia y
Determinación de Reserva, CDEC-SIC).
La duración del estado de falla dependerá de la cantidad de carga desprendida por la
actuación de EDAC de baja frecuencia. Esta se puede determinar mediante las siguientes
expresiones:
Tiempo de reposición de suministro =
15 minutos Si
30 minutos para fracción de Si
1 hora para fracción de Si
Donde:
: Reserva pronta disponible en 15 minutos.
: Reserva pronta disponible en 30 minutos.
La reposición de suministro por barra se puede suponer que es realizada en la misma
proporción en la que participan en el esquema de desconexión por subfrecuencia.
Reserva de 15 minutos MW
Olivos 91
Campanario 217
Huasco 37
Diego Almagro 34
Laguna TG 17
Total 396
Reserva de 30 minutos MW
Taltal 1 115
Taltal 2 117
S. Fco Mostazal 24
Nehuenco 9B 97
Coronel TG 44
Antilhue 97
Total 494
121
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Paso 7
Calcular los índices de confiabilidad.
La energía no suministrada esperada del sistema, por contingencias en el parque
generador, está dada por:
Donde:
Los ponderadores observados en la fórmula anterior para los distintos montos de carga
desconectada se refieren a la proporción del tiempo en la que, por definición, se debe reponer
el servicio35
.
: Número de contingencias evaluado.
: Duración del k-ésimo bloque de demanda [horas].
: Frecuencia media de fallas al año del componente i [fallas/año].
: Monto de carga desconectado por actuación de EDAC frente a una
contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 15 minutos.
: Monto de carga desconectado por actuación de EDAC frente a
una contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 30 minutos.
: Monto de carga desconectado por actuación de EDAC frente a una
contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 1 hora. Este valor se puede
suponer igual a:
La indisponibilidad del sistema, atribuible a la generación, expresada en horas/año se
puede calcular como:
Donde
: Energía del k-ésimo bloque de demanda del mes m.
35
15 minutos = 0,25 hrs; 30 minutos = 0,5 hrs; 60 minutos = 1 hr.
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Además, es posible calcular estos indicadores por barra. La energía no suministrada
esperada por barra se puede determinar mediante:
Donde
: Monto de carga desconectado en la barra b por actuación de
EDAC frente a una contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 15
minutos.
: Monto de carga desconectado en la barra b por actuación de
EDAC frente a una contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 30
minutos.
: Monto de carga desconectado en la barra b por actuación de
EDAC frente a una contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 1 hora.
La indisponibilidad por barra está dada por:
Donde
: Energía del k-ésimo bloque de demanda del mes m en la barra b.
Los índices de continuidad FMIK y TTIK se calculan con las siguientes expresiones:
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8.4 Metodología para el parque generador SING
Para evaluar el segmento generación del SING se plantea utilizar la misma
metodología que aquella propuesta para el SIC. En esta sección, por completitud, se
desarrolla la metodología incluyendo las particularidades de dicho sistema.
8.4.1 Supuestos de la metodología
a) A diferencia del SIC, la variable hidrológica no es relevante.
b) Solo se consideran contingencias simples forzadas en unidades generadoras o en
líneas y transformadores, que por conectividad, impliquen la desconexión de una
unidad.
c) Solo se consideran las afectaciones a clientes por contingencias en el parque
generador que se traduce en la actuación de EDAC de baja frecuencia. Este es el
único tipo de desprendimiento de carga que se evalúa.
d) Se ignoran los fenómenos relacionados con la evolución dinámica de frecuencia y
la distribución espacial de la reserva en giro.
e) Se ignora el efecto de la sensibilidad de la demanda a la frecuencia y tensión.
f) Para efectos de la verificación del EDAC, se representa al sistema real mediante un
modelo uninodal, en donde la frecuencia es única. Se sume entonces que los EDAC
de baja frecuencia actúan de forma uniforme a lo largo del sistema. Esto es, en caso
de activarse un escalón, este se activa en todo el sistema. Conociendo la asociación
entre el escalón de frecuencia activado en el EDAC y los nodos del sistema se
determina la afectación a los retiros.
g) La indisponibilidad programada de las unidades no se considera ya que esta no
tiene como consecuencia la actuación de EDAC de baja frecuencia.
h) La dimensión de suficiencia no es considerada.
i) El horizonte de evaluación es de 12 meses.
j) Se considera que para la totalidad de la demanda desconectada por actuación de
EDAC es posible reponer suministro en un tiempo máximo de una hora.
k) Las DMC (desconexiones manuales de carga) post-contingencia no son
consideradas explícitamente. Se considera que los puntos de suministro afectados
por la actuación de EDAC se mantienen desconectados hasta que la potencia pronta
pueda entrar en servicio para reponer la demanda desconectada. Las DMC post-
contingencia son realizadas con el propósito de que no exista déficit de potencia,
por lo que su efecto estaría incluido en la forma en cómo se modela la actuación de
EDAC.
l) Las redes de transporte se suponen 100% disponibles para realizar la evaluación.
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8.4.2 Descripción de la Metodología
Paso 1
Definir K bloques de demanda considerando su apertura por barra para un horizonte de
12 meses.
Paso 2
Simular la operación del sistema para cada uno de los K bloques en los 12 meses.
Paso 3
Para cada bloque en cada mes se debe determinar el nivel de reserva del sistema:
Donde:
: Reserva del sistema en el bloque k para el mes m [MW].
: Potencia neta generada por la unidad i para un nivel de demanda k [MW].
: Potencia máxima neta de la unidad i para un nivel de demanda k [MW].
: Número de unidades generadoras operando en el bloque k del mes m.
Además, en ningún caso el nivel de reserva puede ser menor a aquel determinado en el
Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas elaborado por el CDEC.
Paso 4
Enumerar todas las contingencias simples en unidades generadoras cuya potencia
despachada en el bloque k del mes m sea mayor al nivel de reserva en giro del sistema
y las contingencias en líneas y transformadores, que por conectividad, impliquen la
desconexión de aquellas centrales. Estos son los estados del sistema a ser evaluados y son
representados por , vector que índica que la unidad i sufrió una contingencia. Este es el
vector de estado del sistema.
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Paso 5
Determinar para cada contingencia, en cada nivel de demanda, para cada hidrología
considerada, la pérdida de carga por actuación de EDAC mediante la siguiente expresión:
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Apagón o Blackout Si
Donde:
: Carga perdida para el bloque de demanda k, en el mes m, en un
escenario hidrológico h, frente a una contingencia en la unidad i [MW].
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: Potencia neta despachada de la unidad i para el bloque de demanda k, en el
mes m, en un escenario hidrológico h [MW].
: Desprendimiento de carga por actuación del escalón de baja
frecuencia para el nivel de demanda k durante el mes m [MW].
En caso que la unidad que sufrió la contingencia participe aportando reserva en giro al
sistema, se deberá descontar de la reserva que dicha unidad aportaba.
Los valores de y su apertura por barra se pueden determinar a partir de la
información disponible en la página web del CDEC-SING donde se incluye el detalle de los
EDAC activos en el sistema, indicándose los montos de carga comprometidos, el escalón al
cual se encuentran asociados y su ubicación por barra. Con esta información es posible
obtener la apertura por barra asociada a cada escalón de EDAC.
Además, se debe considerar que la energía comprometida en cada escalón de EDAC
varía dependiendo del nivel de demanda de los consumos asociados a dicho escalón. Para
modelar este efecto se puede tomar como supuesto que la demanda asociada los EDAC sigue
el mismo comportamiento que la demanda global del sistema. Luego se puede suponer la
siguiente relación:
Donde:
: Corresponde a la demanda del sistema en el k-ésimo bloque, durante el m-ésimo
mes [MW].
: Potencia máxima comprometida en el escalón j-ésimo de EDAC por
subfrecuencia.
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Paso 6
Determinar la duración del estado de falla del sistema. El cálculo se realiza a partir de
la reserva pronta disponible, la cual se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 24. Reserva pronta disponible en el SING.
Reserva de 15 minutos MW
Chapiquiña 10,2
DieselArica 14,3
DieselIquique 30,9
CentralZofri 6,5
MantosBlancos 28,0
ENAEX 2,7
CentralTarapacá 24,0
CentralTocopilla 87,1
Total 203,7
Reserva de 20 minutos MW
Chapiquiña 10,0
C. Diesel Arica 14,3
C. Diesel Iquique 30,9
C. Zofri 6,5
Cavancha 2,6
TGTAR 23,8
C.T. Tocopilla 87,1
C.C Salta 208,0
C. Diesel Antofagasta 16,8
C. Diesel Mantos 28,6
C. Diesel Enaex 2,7
C. Atacama 123,0
Total 554,3
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La duración del estado de falla dependerá de la cantidad de carga desprendida por la
actuación de EDAC de baja frecuencia. Esta se puede determinar mediante las siguientes
expresiones:
Tiempo de reposición de suministro =
15 minutos Si
20 minutos para fracción de Si
1 hora para fracción de Si
Donde:
: Reserva pronta disponible en 15 minutos.
: Reserva pronta disponible en 20 minutos.
La reposición de suministro por barra se puede suponer que es realizada en la misma
proporción en la que participan en el esquema de desconexión por subfrecuencia.
Paso 7
Calcular los índices de confiabilidad.
La energía no suministrada esperada del sistema, por contingencias en el parque
generador, está dada por:
Donde:
: Número de contingencias evaluado.
: Duración del k-ésimo bloque de demanda [horas]
: Frecuencia media de fallas al año del componente i [fallas/año].
: Monto de carga desconectado por actuación de EDAC frente a una
contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 15 minutos.
: Monto de carga desconectado por actuación de EDAC frente a una
contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 30 minutos.
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: Monto de carga desconectado por actuación de EDAC frente a una
contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 1 hora. Este valor se puede
suponer igual a:
La indisponibilidad del sistema, atribuible a la generación, expresada en horas/año se
puede calcular como:
Donde
: Energía del k-ésimo bloque de demanda del mes m.
Además, es posible calcular estos indicadores por barra. La energía no suministrada
esperada por barra se puede determinar mediante:
Donde
: Monto de carga desconectado en la barra b por actuación de EDAC
frente a una contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 15 minutos.
: Monto de carga desconectado en la barra b por actuación de EDAC
frente a una contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 30 minutos.
: Monto de carga desconectado en la barra b por actuación de EDAC
frente a una contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 1 hora.
La indisponibilidad por barra está dada por:
Donde
: Energía del k-ésimo bloque de demanda del mes m en la barra b.
Los índices de continuidad FMIK y TTIK se calculan con las siguientes expresiones:
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8.5 Metodología sistema de transmisión
En esta sección se plantea la metodología para evaluar la confiabilidad de las redes de
transmisión de los sistemas interconectados SIC y SING. La metodología planteada se basa
en la enumeración de contingencias simples en elementos serie, evaluando, para cada una de
ellas, las afectaciones esperadas a clientes.
Para esto se debe distinguir entre las conexiones con redundancia de vínculos y
enmalladas, de aquellas que no poseen tal particularidad y presentan características radiales.
En el primer caso, la potencia requerida podría llegar a destino utilizando una ruta eléctrica
alternativa en caso que asi se requiriera, En este sentido, al momento de analizar las
secciones enmalladas, se debe evaluar si las rutas alternativas soportan los flujos resultantes.
Por el otro lado, la ocurrencia de una contingencia en sistemas radiales implica
necesariamente el desprendimiento de carga.
En este capítulo se describe entonces un análisis de la confiabilidad de los sistemas de
transmisión. Al realizar un estudio de confiabilidad se sugiere prestar especial atención a los
siguientes sistemas:
- El sistema de transmisión troncal.
- Líneas adicionales.
- Sistema de 154 kV.
- Sistema de 110 kV entre las barras Cardones y Nogales.
- Anillo de Chilectra.
- Anillo V región.
- Anillo Concepción.
Por su parte, en el caso del SING, el análisis deberá incluir la determinación del grado
de confiabilidad de los siguientes sistemas:
- Sistema de transmisión troncal
- Líneas adicionales
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8.5.1 Supuestos de la metodología:
Los supuestos de la metodología propuesta, respecto al sistema de transmisión, son los
siguientes:
a) Para realizar la evaluación se considera el parque generador 100% disponible.
b) Sólo se consideran contingencias forzadas en líneas de transmisión y
transformadores de poder. Contingencias en otro tipo de elementos no son
consideradas ya sea por su baja probabilidad de ocurrencia o por su bajo impacto
en cuanto a desconexiones de clientes.
c) Por contingencia en el transformador de poder, se entiende cualquier evento que
lleve a que el equipo no se encuentre disponible. Esto se puede deber a una falla del
equipo en si o a una actuación de protecciones que desconecte el transformador.
d) Se asume que contingencias en componentes de tramos con criterio N-1 estricto no
tienen efecto alguno sobre el sistema.
e) Contingencias en tramos radiales no afectan el resto del sistema.
8.5.2 Descripción de la metodología
Figura 38. Diagrama de flujo metodología para evaluar redes de transporte.
Paso 1
A partir de la topología presente en la base de datos DigSILENT disponible en la
página web del CDEC-SIC, información a partir de la cual se puede determinar la topología
Información
Análisis topológico, distinguir:A) Contingencias sin impacto en clientes
B) Contingencias en componentes que por conectividad implique pérdida de carga
C) Contingencia en componentes enmallados sin criterio N-1 estricto
Definir lista de
contingencias tipo
B)
Definir lista de
contingencias tipo
C)
Evaluar
afectaciones a
clientes
Realizar estudio de afectaciones
a clientes: Flujo de potencia,
evaluar violaciones de límites
operacionales
Calcular los índices de
confiabilidad a partir de las
afectaciones a clientes y
probabilidades de ocurrencia
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de operación de los respectivos sistemas, y de los límites de transmisión del Estudio de
Restricciones de Transmisión, se debe identificar tramos (de línea o transformación) que no
cumplan con criterio N-1 estricto. En general la mayoría de los transformadores de poder no
cumplen este criterio. Además, se debe identificar aquellos tramos que, dada su conectividad,
pudiese implicar la desconexión de clientes ante su salida de servicio (por ejemplo
conexiones en tap-off o tramos sin redundancia de vínculo que no se encuentren
enmallados).
Paso 2
Enumerar las contingencias simples de transformadores y líneas en el sistema de
transmisión que fueron identificadas en el paso anterior, distinguiendo entre aquellas que
implican desconexión de consumo por conectividad de aquellas redes enmalladas donde se
permite un flujo mayor al caso en que se cumpla el criterio N-1 estricto.De esta manera, se
debe distinguir entre los siguientes tipos de eventos:
a) Contingencias en componentes sin impacto en clientes:
i. Líneas de doble circuito que son operadas a capacidad N-1 estricta.
Figura 39. Línea de doble circuito operada con criterio N-1.
ii. Tramos con redundancia en transformación que son operados con capacidad
N-1 estricta.
Figura 40. Tramo de transformación con criterio N-1.
SN
SN
SN
Capacidad Tramo: 2 SFlujo max Tramo: S
N
N
.
SN
SN
SN
Capacidad Tramo: 2 SFlujo max Tramo: S
N
N
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b) Contingencias en componentes que, por conectividad, impliquen desprendimiento
de carga:
i. Líneas de simple circuito en subsistemas radiales.
ii. Transformadores de poder sin capacidad N-1 estricta en subsistemas
radiales.
iii. Cargas en tap-off
c) Contingencias en componentes que forman parte de sistemas enmallados cuya
salida de servicio intempestiva pudiese implicar desprendimiento de carga en algún
punto del sistema:
i. Líneas de simple circuito pertenecientes a un subsistema enmallado.
ii. Transformadores de poder sin capacidad N-1 estricta en subsistemas
enmallados.
iii. Líneas de 500 kV. Se deben considerar en esta categoría por la magnitud de
la contingencia.
Todos los componentes catalogados en la clase a) son descartados del análisis, dado
que en ningún caso implican afectaciones a clientes.
La metodología propuesta por el Consultor, distingue entonces entre aquellos
componentes catalogados de acuerdo al literal b) anteriormente descrito, así como también
aquellos definidos en c).
Metodología para componentes que por conectividad impliquen desprendimiento
de carga
Para las contingencias que por conectividad implican pérdida de carga se deben seguir
los siguientes pasos:
Paso 3a
Definir K bloques de demanda considerando su apertura por barra para un horizonte de
12 meses.
Paso 4a
Realizar una enumeración de estados. Se evalúa la lista de contingencias predefinidas
para los K bloques de demanda de los 12 meses considerados. Para cada uno de estos estados
del sistema se evalúan las afectaciones a clientes.
Paso 5a
Se calcular la probabilidad de ocurrencia de los estados de contingencia:
Donde:
: Tiempo medio de reparación del componente i [horas/falla].
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: Frecuencia media de fallas al año del componente i [fallas/año]
: Tasa de falla del componente i.
: Tasa de reparación del componente i.
Paso 6a
Se calculan los índices de confiabilidad
La energía no suministrada de diseño del sistema está dada por:
Donde:
: Desprendimiento de carga del sistema [MW] para el nivel de carga
dado una contingencia en el componente del sistema.
: Set de contingencias predefinidas.
: Duración del bloque de demanda del mes m [horas]
: Cantidad de bloques considerados.
La indisponibilidad del sistema, expresada en horas/año se puede calcular como:
Donde:
: Energía del bloque de demanda del m-ésimo mes [MWh]
Además, es posible determinar índices por punto de retiro:
La energía no suministrada por barra puede ser determinada mediante la siguiente
expresión:
Donde:
: corresponde a la pérdida de carga [MW] en la barra b para el nivel de
carga en el mes m dado una contingencia en el componente del sistema.
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La indisponibilidad por barra:
Donde corresponde a la energía retirada en la barra b en el bloque k en el mes m
[MWh]
La frecuencia de interrupción de suministro esperada puede ser calculada como:
Donde:
: Frecuencia de falla del componente i [eventos/año].
: Set de contingencias que implican desprendimiento de carga en punto de consumo
b.
Finalmente, el cálculo de los índices FMIK y TTIK se lleva a cabo a través de las
siguientes expresiones:
Donde:
: Corresponde a la demanda en el punto de suministro b en el k-ésimo bloque,
durante el m-ésimo mes [MW].
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Metodología para componentes pertenecientes a sistemas enmallados
En los casos de componentes pertenecientes a sistemas enmallados, la metodología
propuesta por el Consultor cuenta con los siguientes pasos:
Paso 3b
El objetivo es determinar las afectaciones a clientes frente a cada contingencia,
calculando la probabilidad de ocurrencia de dicho evento, y definiendo los respectivos
índices de confiabilidad.
Cabe destacar que para el caso de sistemas enmallados, el determinar las afectaciones a
clientes que tiene cada contingencia evaluada, resulta una tarea de mayor complejidad que
para los sistemas de características radiales. Estas afectaciones se deben determinar a partir
de estudios específicos para cada contingencia, determinando los componentes que se retiran
de servicio por sobrecarga. Esto se puede realizar con un estudio estático de flujo de
potencia. Con lo anterior, es posible determinar las zonas del sistema que ven interrumpido
su suministro.
Una vez determinada las afectaciones esperadas de cada contingencia, es posible
determinar los índices de confiabilidad siguiendo los pasos 5a y 6a previamente descritos..
8.6 Metodología para las redes radiales de subtransmisión36
Para las redes de subtransmisión operadas en forma radial, se plantea una metodología
específica que busca sistematizar la evaluación para redes radiales compuestas por gran
cantidad de elementos. Esta metodología se basa en un enfoque analítico de cada
contingencia, donde la red radial se reduce a un componente equivalente. Para esto se
considera una modelación de cada componente en base a dos estados: disponible y no-
disponible.
Figura 41. Modelo de componentes utilizado.
36
Las redes de distribución no son mencionadas en forma explícita en la propuesta debido al enorme esfuerzo
que implicaría evaluarlas a todas de manera centralizada. No obstante, la metodología planteada para redes de
subtransmisión radiales aplica sin ninguna modificación a la evaluación de las redes de distribución.
Disponible No Disponible
λ
μ
137
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Una red radial se puede comprender como una cadena serie de elementos, donde para
que en el último eslabón exista suministro, todos los eslabones previos se deben hallar en un
estado disponible. Para modelar redes series aplican las siguientes expresiones:
Donde:
: Tasa de falla equivalente de la red serie.
: Tiempo medio de reparación de la red serie.
: Probabilidad que no haya suministro eléctrico en la barra al final de la red serie.
Figura 42. Reducción seria de dos componentes.
En los tramos radiales, una contingencia en un componente implica la desconexión de
los puntos de suministro aguas abajo y de los puntos de suministro aguas arriba, entre el
punto donde ocurre la falla y el interruptor que la despeja. Teniendo esto en cuenta, y el
marco conceptual previamente descrito, se plantea una metodología que pretende la
evaluación este tipo de redes de manera sistemática.
λ1, MTTR1 λ2, MTTR2 λs, MTTRs
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Figura 43. Esquema de contingencia en sistema radial. Cargas desconectadas por contingencia se
muestran en rojo.
8.6.1 Supuestos de la metodología para sistemas radiales
Los supuestos de la metodología propuesta son los siguientes:
a) Solo se consideran contingencias simples.
b) La evaluación se reduce a contingencia ocurridas en los siguientes elementos serie:
- Líneas de transmisión
- Transformadores de poder
c) Se considera que la generación conectada a los sistemas operados radialmente se
encuentra desconectada.
d) Los flujos en los sistemas radiales se suponen independientes de la hidrología,
precios de combustible y mes. Se considera que sólo dependen del nivel de
demanda en cada sistema radial.
e) Los sistemas que operan en anillo, ya sean del troncal o de subtransmisión, a los
que se conectan sistemas operados radialmente, pueden soportar cualquier tipo de
contingencia que se produzca en los sistemas operados radialmente.
f) Los sistemas operados radialmente son independientes entre sí, e independientes de
los sistemas anillados a los cuales están conectados, y por tanto, es posible analizar
cada sistema radial por sí solo.
Carga Desconectada
Sistema Interconectado
Contingencia
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8.6.2 Descripción de la metodología para sistemas radiales
Figura 44. Diagrama de flujo para redes radiales de subtransmisión
Paso 1
A partir del análisis topológico, se debe identificar todos los sistemas que son operados
en forma radial.
Paso 2
Definir K bloques de demanda considerando su apertura por barra para un horizonte de
12 meses.
Paso 3
Para cada sistema radial se enumeran cada uno de los elementos relevantes que lo
conforman: interruptores, líneas de transmisión y transformadores de poder.
Determinar las
afectaciones a clientes y
sus probabilidades de
ocurrencia
Información
Análisis topológico para
identificar sistemas
operados radialmente
Identificar conjunto de
elementos afectados por
una contingencia en el
componente i
Reducir la red radial vista
desde cada punto de
suministro utilizando el
equivalente serie
Calcular los índices de
confiabilidad a partir de
las afectaciones a
clientes
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Paso 4
Se realiza una lista de contingencias simples en todos los elementos del sistema radial
definidos en el punto 2. Para cada una de estas contingencias se identifica el interruptor que
es accionado y las barras que son afectadas por la apertura de dicho interruptor. Para esto se
deben determinar dos conjuntos de datos:
i. : Listado de elementos serie que provocan la apertura del i-ésimo
interruptor.
ii. : Listado de barras y puntos de consumo en tap-off afectadas por la
apertura del i-ésimo interruptor.
Paso 5
Se determina la tasa de falla anual y tiempo medio de reparación asociado al i-ésimo interruptor, empleando las siguientes fórmulas:
Donde:
: Tasa de falla del interruptor i-ésimo.
: Tiempo medio de ―reparación‖ del interruptor i-ésimo [hr/falla].
: Tasa de falla del j-ésimo elemento serie.
: Tiempo medio de reparación del j-ésimo elemento serie [hr/falla].
Paso 6
Se determina la indisponibilidad asociada al b-ésimo nodo, entendida como la
probabilidad de encontrar un estado donde dicho nodo se encuentre sin suministro.
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Donde:
: Tasa de falla del b-ésimo nodo.
: Tiempo medio de ―reparación‖ del b-ésimo nodo.
: Probabilidad de encontrar energía no suministrada en el nodo b.
Paso 7
Calcular los índices de confiabilidad
Donde:
: Energía no suministrada esperada en el nodo b.
: Es la demanda en el nodo b en el bloque k.
: La duración del bloque de demanda k del mes m.
La frecuencia media de fallas [fallas/año] por nodo se puede calcular como:
Y con esto se pueden calcular los índices FMIK y TTIK por nodo:
La energía no suministrada esperada del sistema de subtransmisión se puede calcular
como:
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Y la indisponibilidad media del sistema de subtransmisión se determina mediante la
siguiente fórmula:
Donde:
: Energía correspondiente al bloque k del mes m.
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9 IDENTIFICACIÓN DE BRECHAS PARA LA APLICACIÓN
La herramienta metodológica propuesta en este documento permite evaluar el nivel de
confiabilidad que implican los criterios de planificación y operación. Si bien la NT de SyCS
exige a los CDEC a realizar estudios para cuantificar la calidad de suministro, en los
denominados Estudios de Continuidad, los resultados que se obtienen no resultan
comparables ni entre los sistemas, ni con la estadística real de los mismos.
El resultado de este estudio es una propuesta metodológica para el cálculo de la
confiabilidad aplicable tanto al SIC como al SING de manera uniforme, con resultados que
puedan ser perfectamente comparables. Igualmente, la diferenciación por segmento (redes de
transporte y generación) para la aplicación de la propuesta permitirá la comparación no sólo
a nivel sistémico, sino que entre cada unos de ellos.
No obstante lo anterior, para la aplicación de la metodología propuesta, se han
identificado una serie de brechas que debiesen ser resueltas de manera de que los resultados
de este estudio sean reflejo del comportamiento esperado del sistema.
Respecto a las tasas de indisponibilidad forzada, cabe consignar que la estadística del
CDEC-SIC referida a contingencias, publicada en su página web, se encuentran por tramos,
sin distinguir si el suceso es producido en la línea, el transformador de potencia o algún otro
componente. Adicionalmente, la tasa de falla indicada por componente, de acuerdo a la
información del CDEC respectivo no está completa, faltando información para gran parte de
los elementos. Por lo demás, la información publicada, a juicio del Consultor, no pareciese
corresponder a la realidad, sino más bien ser números estándar por tipo de elemento.
Por su parte, en el SING, sólo hay estadística de ocurrencia de contingencias para los
últimos cuatro años, muestra reducida para determinar las tasas de falla. Respecto a los
valores por componente, nuevamente gran parte de la información no se encuentra completa.
Para propósitos de la correcta aplicación de la metodología que el Consultor propone,
resulta relevante contar con estadística de indisponibilidad y la frecuencia de falla por
elemento, principalmente para los más relevantes como son líneas, transformadores de poder
y unidades generadoras. En el caso de que esta información no se encuentre disponible ni sea
de la calidad adecuada, se recomienda utilizar estándares internacionales en desmedro de los
valores indicados en la NT de SyCS vigente. En este aspecto es importante destacar que las
tasas de indisponibilidad allí señaladas, a juicio del Consultor, no son las más adecuadas para
realizar este tipo de estudios. Esto debido a que los valores indicados para los equipos de
transformación no se condicen con la indisponibilidad real de este tipo de equipos y por otro
lado, la indisponibilidad de líneas de menos de 100 km es considerada como si fuera de 100
km, una significativa imprecisión de la NT teniendo en cuenta que la mayoría de las líneas de
Chile son menores a dicha longitud.
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En otro aspecto, una de las principales brechas para la aplicación es el enorme esfuerzo
de cálculo que implica la evaluación de la confiabilidad. En particular, la evaluación frente a
contingencias en componentes pertenecientes a redes de transmisión enmalladas se presenta
como una tarea de gran complejidad, dada la imposibilidad de realizar supuestos que
simplifiquen el cálculo al mismo nivel de la metodología propuesta para los demás
segmentos funcionales del sistema. Para la evaluación de las redes enmalladas se hace
necesario realizar una evaluación estática del sistema mediante flujos de potencia para
determinar el comportamiento del sistema y las afectaciones a clientes de cada contingencia
considerada en el cálculo. Realizar esta tarea para una enumeración completa de
contingencias simples resulta en un problema de considerables dimensiones.
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