PROPUESTA METODOLÓGICA PARA ANÁLISIS DE LA CONFIABILIDAD DE LOS SISTEMAS...

PROPUESTA METODOLÓGICA PARA

ANÁLISIS DE LA CONFIABILIDAD DE

LOS SISTEMAS INTERCONECTADOS

CHILENOS

INFORME FINAL

PREPARADA PARA

DICIEMBRE 2010

2

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

3



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.

7



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.

10



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)


Forzado

λ

μ


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


λ

μ

Estado derrateado

λμ dd

μ f

λ f

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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)


λ

μ

Estado derrateado

λμ dd

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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


μ c

λ c

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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


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)

22



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

23



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)

24



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


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



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

26



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


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

27



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

28



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



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

30



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.






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.






de confiabilidad relacionados con duración. Se

deben realizar aproximaciones.

31



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

32



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

33



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).

34



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



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

36



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)

37



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

38



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.

39



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



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



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)

42



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

43



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

19

Referencias (11), (14)

44



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)

45



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:

46



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

20


47



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


48



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



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


23 Fuente (KEPCO website, www.kepco.co.kr/eng/, 2006 figures, 2008)

50



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


51



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.

52



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.

53



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


54



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.

55



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)

56



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,

57



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)

58



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)

59



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



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.

61



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

62



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

63



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

64



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.

65



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.

66



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

67



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

68



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

69



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,

70



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.

71



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.

72



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.

73



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.

74



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.

75



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



Transformadores, equipos serie y compensación 30 45 1

76



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

77



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

78



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

79



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.

80



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.

81



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.

82



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)

83



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

32

EDAC: Acrónimo para Esquema de Desprendimiento Automático de Carga

84



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

85



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

86



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).

87



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

88



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.

89



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.

http://cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_pag_web_pub.get_file?p_file=RM_68_2010.pdf&p_tipo=A

90



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

91



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:

92



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.


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

93



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.


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

94



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.

95



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

96



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

97



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

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

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]

98



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.

99



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


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



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%


(kV) (km) [%]

500 1.001 23%

220 2.940 68%

154 387 9%

110 - 0%

66 - 0%

23 - 0%

TOTAL 4.328 100%

101



Figura 30: Topología SIC

102



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

103



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.


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


(kV) (km) [%]

500 - 0%

220 564 12%

154 488 11%

110 975 21%

66 2.505 55%

23 60 1%

TOTAL 4.592 100%

104



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.


(kV) (km) [%]

500 - 0%

220 1.596 60%

154 392 15%

110 237 9%

66 441 17%

23 - 0%

TOTAL 2.665 100%

105



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

106



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

107



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)

108



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)

109



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%

110



Tabla 20: Sistema de Transmisión Troncal SING


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.


(kV) (km) [%]

220 2 100%

110 - 0%

100 - 0%

69 - 0%

66 - 0%

Total 2 100%


(kV) (km) [%]

220 363 39%

110 405 43%

100 - 0%

69 - 0%

66 167 18%

Total 935 100%

111



Tabla 22: Sistemas Adicionales SING


(kV) (km) [%]

220 4.603 79%

110 963 16%

100 58 1%

69 17 0%

66 217 4%

Total 5.857 100%

112



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

113



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.

114



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

115



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.

116



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

117



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

118



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].

119



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:

120



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.


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


Taltal 1 115

Taltal 2 117

S. Fco Mostazal 24

Nehuenco 9B 97

Coronel TG 44

Antilhue 97

Total 494

121



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.


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.

122



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.


EDAC frente a una contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 30

minutos.


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:

123



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.

124



8.4.2 Descripción de la Metodología

Paso 1


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.

125



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].

126



: 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.

127



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.


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


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

128



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:



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].





129




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.


frente a una contingencia en la unidad i cuyo servicio se puede reponer en 30 minutos.


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:

130



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

131



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


confiabilidad a partir de las

afectaciones a clientes y

probabilidades de ocurrencia

132



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

133



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


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].

134



: 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.

135



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].

136



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.


λ

μ

137



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

138



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

139



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


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


confiabilidad a partir de

las afectaciones a

clientes

140



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.

141



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:

142



Y la indisponibilidad media del sistema de subtransmisión se determina mediante la

siguiente fórmula:

Donde:

: Energía correspondiente al bloque k del mes m.

143



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.

144



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.

145



10 BIBLIOGRAFÍA

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s.l. : Jhon Wiley & Sons, 2005.

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5. IEEE Power Engineering Society. IEEE 1366 Guide for Electric Power

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