Pontificia Universidad Católica de Chile

Escuela de Ingeniería

IEE 3372 Mercados Eléctricos

Informe Criterio N-1 en la Legislación Chilena

Alumnos: José María Bustos

Javier Jacobsen

Ingenieros encargados: Roger Mellado

Rosa Serrano

Profesor: Hugh Rudnick

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Índice de Contenidos

1. Introducción ……………………………………………………………………………. 3 2. Objetivos la Investigación …………………………………………………………… 4 3. Definición del concepto n-1 en sistemas eléctricos …..…………….…………5

Descripción breve del problema actual del criterio n-1 en Chile.

4. Dimensión económica de la aplicación del criterio n-1……………..…………8 a. Desde el punto de vista de las empresas b. Desde el punto de vista de los usuarios

5. Investigación de la Aplicación del Criterio n-1 otros países………..…………10 a. Experiencia en Perú b. Experiencia en España c. Experiencia en México d. Comparación

6. Revisión y análisis del D.S. N°327: Reglamento de la Ley General de

Servicios Eléctricos……………………………………………………………………..19 7. Revisión y análisis de la NT de SyCS………………………………………………..23

a. Criterios de aplicación b. Relación con artículo 10-8, en cuanto a índices de continuidad

8. Revisión de la interpretación y aplicación del criterio n-1 en Estudio de

Transmisión Troncal y Estudios de Subtransmisión……………………………….27 a. Contraste entre la visión otorgada por el D.S N°327 y la N.T de SyCS y

sus implicancias b. Diferencia de aplicación del criterio entre la transmisión troncal y la

subtransmisión

9. Revisión de discrepancias en Panel de Expertos………………………………34

a. Dictamen entregado al subsistema 6 b. Dictamen entregado al subsistema 2

10. Conclusiones y críticas………………………………………………………………36

11. Fuentes de Información……………………………………………………………38

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1. Introducción

El criterio N-1 ha sufrido cambios importantes desde sus comienzos, con el Decreto Supremo N°327, hasta el día de hoy, debido a los cambios implementados por la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT de SyCS) publicada en Mayo de 2005, puesto que habían puntos que en el primer documento se especificaban de una manera y posteriormente con el segundo cambiaron drásticamente.

Este tema afecta tanto a las empresas transmisoras y distribuidoras, en los ámbitos de transmisión troncal y subtransmisión, como a los clientes, puesto que las tarifas, inversiones y calidad del servicio dependen directamente de la manera en que se lleva a cabo la aplicación del criterio.

Es por esto que con el presente trabajo se intentará analizar las distintas aristas que señala la ley, y los distintos puntos de vista que tienen las empresas distribuidoras y transmisoras. Además, en esta línea, se analizará la participación del panel de expertos en temas relacionados con la aplicación del criterio.

Además, para dar un enfoque global, se expondrá la experiencia en otros países, la existencia de normas y maneras de llevar a cabo el criterio.

En definitiva, es necesario hacer un análisis crítico y descriptivo del criterio N-1, analizando todos los puntos de relevancia y todo el proceso de formación y desarrollo de éste, con el fin de que se pueda tener una visión completa que permita lograr el entendimiento del criterio y analizar sus posibles fallas o imprecisiones.

Adicionalmente, la NT de SyCS se somete a una revisión periódica por lo tanto, resulta pertinente realizar revisiones fundadas de estos conceptos y proponer eventuales mejoras.

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2. Objetivos de la Investigación

Objetivo General

Los objetivos del trabajo son: lograr una definición del concepto n-1 en sistemas eléctricos, tanto en planificación como en operación; y dimensionar las implicancias económicas de su aplicación, tanto para las empresas transmisoras, generadoras y distribuidoras como para los usuarios.

Objetivos Específicos

Investigar la aplicación del criterio en otros países, con el fin de conocer si existen normas oficiales al respecto.

Analizar el “Decreto Supremo N°327: Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos” y la “Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios”, con el fin de encontrar el origen de las actuales interpretaciones que realizan las empresas distribuidoras y transmisoras de la ley, tanto a nivel troncal como en estudios de subtransmisión. Paralelamente, realizar una comparación de la visión que proporcionaba el D.S N°327 y la que actualmente entrega la NT de SyCS, identificando las dificultades que esto trajo.

Por último se revisará cómo el panel de expertos ha tocado el tema del criterio n–1 y en qué casos específicos.

Agregar como objetivo la revisión del Estudio de Transmisión Troncal y Estudios de Subtransmisión.

Además se intentará llegar a conclusiones relevantes en base a los datos recopilados y a posibles críticas a la aplicación de la ley por su particular promulgación (en 2005 se indicó un aspecto en el D.S y en el 2006 otra con la N.T) y la manera de implementarla.

Finalmente, sobre la base de los resultados del estudio se emitirán recomendaciones de mejora para el actual criterio N-1 contenido en la Norma Técnica.

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3. Definición del concepto n-1 en sistemas eléctricos

Según el Decreto Supremo N°327, en su artículo 237 parte a. Se declara:

“…Se entiende por simple contingencia, o “n-1”, que ante la falla de un elemento del sistema de transmisión no se exceda las capacidades máximas de las instalaciones y que los voltajes permanezcan dentro de los rangos permitidos, bajo la hipótesis de que el resto del sistema no presenta fallas intempestivas, salvo aquellas que sean consecuencia directa de la falla del tramo mencionado. Para estos efectos, la condición normal de operación del resto del sistema debe considerar que partes de él puedan estar en mantenimiento conforme a los programas correspondientes. Para los efectos de este artículo, una norma técnica dictada por el Ministerio a proposición de la Comisión, determinará qué se entenderá por afectar significativamente la operación global y por condición normal de operación.”

El D.S. N°327 establece claramente que el sistema eléctrico chileno debe estar protegido ante contingencias simples mediante básicamente dos medidas: primero, contar con instalaciones suficientes para que en el caso de que una de estas instalaciones falle, tenga otra de las mismas características para poder suplir esta falla en forma inmediata. Así, por ejemplo, en un circuito de transmisión deben existir al menos dos líneas en paralelo de las mismas características y en funcionamiento para que dicha transmisión no sufra cambios en el caso de falla de alguna de las dos y se pueda transmitir toda la potencia por la línea sana. La segunda medida consiste en que dada una contingencia, las instalaciones deben estar diseñadas de forma que esta falla no se propague por el resto del sistema y cause una salida incontrolada del resto de las instalaciones, produciendo así solo una falla local sin ver afectado al resto del sistema.

Así mismo, en la NT SyCS, en su artículo 5-6 se declara:

“Cuando la evaluación técnica y económica de la aplicación del Criterio N-1 o superior que realice la Dirección de Operación del CDEC (DO) determine que se requiere la operación de los Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) y/o el Esquema de Desconexión Automática de Generación (EDAG), ésta deberá verificar que la Contingencia Simple produzca la activación de los EDAC y/o EDAG, tal que se asegure que dicha activación sea óptima para el Sistema Interconectado (SI) en su conjunto.

Para cumplir con lo dispuesto en el presente artículo, la DO deberá elaborar un procedimiento DO conforme a las exigencias establecidas en la presente NT.”

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Este procedimiento de la DO está basado en que mientras el costo de la energía no suministrada (CENS) sea menor que el costo de seguir suministrando la energía, se procederá a desconectar las instalaciones que también están determinadas por este procedimiento.

El D.S. N°327 y la NT de SyCS establecen que el sistema eléctrico chileno debe estar protegido ante contingencias simples, básicamente mediante dos medidas: primero, contar con instalaciones suficientes para que en el caso de que una de estas instalaciones falle, tenga otra de las mismas características para poder suplir esta falla en forma inmediata. Así, por ejemplo, en un circuito de transmisión deben existir al menos dos líneas en paralelo de las mismas características y en funcionamiento para que dicha transmisión no sufra cambios en el caso de falla de alguna de las dos y se pueda transmitir toda la potencia por la línea sana. La segunda medida consiste en que dada una contingencia, las instalaciones deben estar diseñadas de forma que esta falla no se propague por el resto del sistema y cause una salida incontrolada del resto de las instalaciones, produciendo así solo una falla local sin ver afectado al resto del sistema.

Así, el principal cambio de paradigma introducido por la NT de SyCS tiene que ver con el concepto del desprendimiento de carga o generación, asociado a la evaluación técnico económica del problema. Esto implica que la Norma Técnica agrega una señal económica desde el punto de vista de las empresas en comparación con la visión de calidad de servicio ante todo evento que se tenía antes. La empresa tiene ahora la facultad de desprender carga, previa evaluación, que podría significar eventualmente una baja en la calidad del servicio y por lo tanto, una baja en las inversiones futuras relacionadas con este tema.

Por otro lado, existe un problema con implicancias económicas y de calidad de servicio en cuanto a la interpretación del artículo 5-7 de la Norma Técnica y su relación con el tiempo de reposición de las reservas. Básicamente existen dos posturas: la primera consiste en que ante una contingencia y dado que se aplica el criterio N-1, existen 96 horas para poder restablecer la instalación dañada, quedando en funcionamiento la reserva con que el sistema estaba preparado para no verse afectado por esta falla, es decir, en 96 horas debería el sistema estar preparado en su forma local para recibir otra contingencia y que éste no se vea afectado. La segunda postura explica que dada una falla y considerando el Artículo 5-7 en cuanto a aplicar el criterio N-1 siempre que sea óptimo en términos económicos, se desconecta la carga en la instalación afectada y antes de 96 horas el servicio debe estar repuesto. En este caso existe una falta en el servicio, mientras que en el primer caso el servicio es ininterrumpido. Dependiendo de la

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interpretación que se le de a la Norma es que pueden existir implicancias tanto económicas como de calidad de servicio.

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4. Dimensión económica de la aplicación del criterio n-1

a. Desde el punto de vista de las empresas

Para comenzar, se dará a conocer el procedimiento de valorización de los activos de las empresas, de esta manera será más clara la implicancia económica del criterio n-1.

Según el artículo 313° del DS N° 327:

“La Superintendencia deberá llevar un inventario actualizado de las instalaciones de distribución de cada empresa concesionaria de servicio público de distribución.

Este inventario comprenderá:

a) Las instalaciones de primer establecimiento;

b) Los aumentos de bienes físicos o derechos que informe el concesionario y que no sean rechazados fundadamente por la Superintendencia; y

c) Los retiros de instalaciones que sean comunicados por el concesionario a la Superintendencia.”

Además, según el artículo 314º del DS:

“El VNR de las instalaciones de distribución de cada empresa concesionaria se recalculará cada cuatro años, durante el año anterior al que corresponda fijar fórmulas tarifarias. En esta ocasión, la Superintendencia deberá revisar y valorizar el inventario a que se refiere el artículo anterior, de acuerdo a los precios vigentes.”

De esta manera, la Superintendencia cada cuatro años valoriza los activos de las empresas, mediante el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) que calcula el costo que se pagaría hoy si se instalaran los equipos que las empresas declaran. Este punto ha generado grandes diferencias entre los valores calculados por la superintendencia y las empresas y esto, mezclado con la obligación de la NT de cumplir con el criterio n-1 y con la clara señal económica que ella misma establece al desconectar carga mientras sea un óptimo económico, crea un ambiente confuso, donde las empresas deben tomar la decisión entre mantener una calidad de servicio a costa de asumir los costos que ello implica u optimizar sus beneficios financieros a costa de incumplir con los servicios entregados a los usuarios, bajo el amparo de desconexión de carga dado un óptimo económico del sistema.

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b. Desde el punto de vista de los usuarios

Para el usuario y en general para poder alcanzar un beneficio social óptimo, se deben tomar en cuenta dos ideas básicas que tienen mucho peso a la hora de tomar una decisión o emitir algún tipo de opinión en cuanto a interpretaciones de la ley u otras. La primera de ellas es que los usuarios finales paguen un precio justo por el servicio y para ello es que las tarifas deben estar ajustadas para este propósito. Esto, tomando en cuenta obviamente que la empresa que ofrece el servicio también debe obtener beneficios que encuentren dicho óptimo social. La segunda idea es que, al ser la energía un servicio que requiere la mayoría (sino toda) la sociedad para producir beneficios aún mayores y que por lo tanto los costos de no tenerla podrían ser muy altos, con muchas variables a tomar en cuenta, las fallas o cortes los cortes o fallas deberían tratar de reducirse de modo de encontrar también el óptimo social.

Es por estas razones que la correcta utilización de un criterio n-1 puede tener importantes repercusiones a nivel económico. Mientras más esté protegido el sistema, mayores beneficios habrían para la sociedad en su conjunto y el criterio n-1 ofrece en buena medida la protección buscada.

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5. Investigación de la Aplicación del criterio n-1 en otros países.

a. Experiencia en Perú

Definición del criterio n-1

Criterio de confiabilidad que permite brindar la transmisión a plena carga aún ante la pérdida de un circuito.

Criterio Operación

En el mapa de confiabilidad de los enlaces troncales del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) sólo en la zona centro y el enlace centro – sur se puede aplicar el criterio n-1, por el contrario en los otros enlaces del SEIN el criterio de confiabilidad aplicado es el de Recierre Monofásico Exitoso (RME), que considera que una falla de cortocircuito monofásico no saque de servicio al enlace, sino que el sistema de protección aclare la falla.

En términos de operación propiamente tal, se cuenta con el método de Recierre Automático, el cual consiste en la apertura de interruptores que tiene por objetivo eliminar la falla, basándose en el concepto que las interrupciones tienen un carácter temporal y una vez recuperado el aislamiento es posible volver a energizar la instalación.

El procedimiento de recierre es el de seleccionar un extremo de la línea para ser el primero en efectuar el recierre, al cual se le denomina “líder” y hacer que el otro extremo haga el recierre en segunda instancia, por lo que se le denomina “seguidor”. Se selecciona como “líder” al extremo más cercano a una central de generación; y en otros casos el extremo con mayor nivel de cortocircuito.

El extremo “líder” cierra sin tensión en la línea, en cambio el extremo “seguidor” debe cerrar con la línea energizada.

Criterio Planificación

Debido a que los costos involucrados al reforzamiento de líneas son muy altos en comparación al beneficio de mejora de confiabilidad, dadas las reducidas cargas distribuidas geográficamente en el país, el reforzamiento por confiabilidad de servicio de la transmisión troncal ha sido postergado.

En muy pocas áreas y troncales del SEIN se cumple con el criterio de confiabilidad n-1. La configuración del año 2006 se muestra en la Figura 1: N° RE-02, cuyas capacidades de transferencias están limitadas de menos de 200 MW

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entre el eje Norte – Centro-Norte Medio, y de menos de 300 MW en el eje Centro-Sur.

Figura 1: Configuración actual del Sistema Interconectado peruano

Sin embargo se está trabajando en un proyecto a Largo Plazo en el cual se intentará, en el año 2015, contar con un sistema de confiabilidad n-1 para todo el Sistema.

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La figura 2 muestra la configuración que se pretende alcanzar en el año 2015.

Figura 2: Configuración esperada para el año 2015

b. Experiencia en España

Definición del criterio n-1

En España se toma en consideración el criterio n-1 de la siguiente manera:

Ante fallo simple (Criterio n-1):

- No se permiten sobrecargas permanentes en las líneas de la red de transporte, respecto a su límite térmico operativo, pudiéndose permitir sobrecargas transitorias de hasta un 15% con una duración inferior a 20 minutos.

- No se permiten sobrecargas permanentes en los transformadores, admitiéndose las sobrecargas transitorias indicadas en la tabla número 1.

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Tabla 1: Resumen de los Criterios de Seguridad

Criterio Operación

El operador del Sistema adoptará las medidas correctoras en tiempo real que sean precisas para eliminar las sobrecargas transitorias en el menor tiempo posible. Las tensiones, tras la recuperación del régimen permanente, deben estar comprendidas entre los límites mostrados en la Tabla 2.

Tabla 2: Límites de Tensión

Además existen tres tipos de planes de seguridad: Planes de Salvaguarda, Planes de Emergencia y Planes de Reposición del Servicio.

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Objetivos

Planes de Salvaguarda

- Establecen las medidas correctivas post-contingencia que deben adoptar los operadores para devolver el sistema al estado normal de funcionamiento.

- Establecen medidas preventivas para los casos en que las repercusiones puedan ser graves para el sistema

- Minimizar el alcance y la extensión de los incidentes una vez que se han producido éstos

Planes de Emergencia

- Devolver el sistema al estado normal de operación en el menor tiempo posible

- Utilización de deseslastres de carga por mínima frecuencia y deseslastre selectivo de carga manual, que pretenden evitar perturbaciones de mayor tamaño, basándose en la desconexión de cargas

Planes de Reposición del Servicio

- Devolver el Sistema Eléctrico al estado normal de operación tras incidentes severos que hayan provocado interrupciones del suministro en zonas extensas del sistema

Tabla 3: Planes de Seguridad en el sistema español

Criterio Planificación

En términos de Planificación se manejan dos términos fundamentales, uno es “Idoneidad”, que refiere a la propiedad del sistema para suministrar las demandas de potencia y energía requeridas que está relacionada con su comportamiento en régimen permanente. Y el otro término es “Seguridad”, que es la propiedad de aguantar perturbaciones imprevistas.

Como criterio de idoneidad se encuentra el criterio n-1, aunque además se agregan criterios de seguridad de mayor nivel (n-x).

Se realizan estudios de contingencias bajo criterios costo/riesgo para priorizar las actuaciones. De esta manera, se asocian a los grupos generadores elementos de la red de transporte, sus tasas de fallo, sus probabilidades de fallo y duración de los mismos.

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Se estima que para nivel de seguridad nivel 1 (n-1) se requiere desarrollo de la red, mientras que para el cumplimiento del nivel 2 (n-2) se pueden tomar otras medidas de operación.

Además, mediante el análisis técnicos y económicos, se toman decisiones de ampliación de la red de transporte eléctrico. Tomando en consideración datos como los mostrados anteriormente en la tabla 1.

c. Experiencia en México

Definición del criterio n-1

Al Planificar el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) se efectúa un balance entre el desarrollo de la generación y la transmisión para lograr la confiabilidad del suministro de energía eléctrica. Así mismo, para lograr la confiabilidad, se trata de reducir la posibilidad de que los elementos fallen, más que tener criterios de doble o más instalaciones para que en el caso de que una falle, la segunda instalación pueda cumplir con el servicio. Para lograr esto, en México existen los llamados controladores FACTS (Flexible ac apacitares systems), que buscan el incremento en el uso de la capacidad disponible de transmisión. Se considera que en ese país se tienen presiones de todo tipo (técnicas, económicas, ecológicas, políticas) que hacen cada día más difícil la construcción de nuevas instalaciones de transmisión. Esto tiene como consecuencia una utilización más intensa de las redes de transmisión existentes. Este uso más intensivo debe lograrse sin que peligre la seguridad de los sistemas de transmisión. Esta es la razón de que los controladores FACTS se deben definir a partir de las necesidades de las redes eléctricas.

Parecido a lo que es en Chile, se definen dos conceptos importantes de la confiabilidad de los sistemas eléctricos de potencia: la suficiencia y la seguridad. Lo adecuado o la suficiencia es su capacidad de satisfacer la demanda de energía, dentro de las capacidades del equipo y los límites de voltaje prestablecidos. La seguridad de un sistema de potencia es su habilidad de manejar incidentes o disturbios sin la pérdida incontrolable de carga. Criterio de Planificación

En el proceso de planificación, se toman en cuenta los parámetros futuros: tanto técnicos como económicos; de manera que se logre una solución “óptima”, o de “mínimo costo”. Sin embargo, la situación actual del sistema de transmisión en México, en cuanto a la dificultad de construir nuevas líneas, de restructuración de la industria y el acceso a la transmisión; hacen este proceso de planeación más complicado e incierto. La disponibilidad actual de diferentes controladores FACTS (diseñados para mejorar la estabilidad de las redes), aunque ofrece soluciones alternas, complican el logro o la existencia de un sistema óptimo.

La capacidad más importante que se espera de los dispositivos FACTS es su capacidad de reducir el impacto de un disturbio primario. Esto no solo mejora la utilización de la capacidad de transmisión disponible, sino que también logra que

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la red sea capaz de soportar un segundo incidente, evitando posible fallas subsecuentes en cascada. En general, la pérdida de una línea de transmisión no pone en peligro la estabilidad del sistema, si éste está lo suficientemente mallado. Sin embargo, pueden ocasionar caídas de voltaje de magnitud inaceptable, o sobrecargas en las líneas. Estas caídas de tensión y sobrecargas son las causas más comunes de las limitaciones en transmisión. En este caso, el propósito de los controladores FACTS es contener los efectos de las contingencias y por lo tanto permitir una mayor carga inicial en las líneas de transmisión. Desde el punto de vista de planificación, existe un gran potencial de capacidad de transmisión no utilizada. Las soluciones convencionales que están disponibles son: para mitigar los flujos en anillo (reguladores de ángulos de fase), para caídas de voltaje ( apacitares en derivación desconectables, compensadores estáticos de VARs) y para sobrecargas (procedimientos de operación). En la mayoría de los casos estas soluciones no son completamente satisfactorias. El reto de los controladores FACTS es hacer lo anterior en forma más sencilla y a un costo razonable.

Se reconoce que la disponibilidad actual de controladores FACTS no cambia sustancialmente el procedimiento de planificación. Es decir, en el proceso está la búsqueda de la aplicación de cualquier dispositivo o dispositivos que maximice el uso de la transmisión disponible. Lo que implica el “concepto FACTS” es una nueva generación de equipo basado en electrónica de potencia, básicamente con la misma función de otros equipos convencionales; pero con un alto grado de controlabilidad y capacidad de respuesta. El paradigma es cómo utilizar estos nuevos controladores y la justificación de su aplicación.

Criterio de Operación

Existen otras consideraciones relacionadas con la operación en estado estable, que también contribuyen a los límites en transmisión. Se pueden mencionar los flujos en anillo, y la integración de nueva generación, como los Productores Independientes. En este caso, los retos resultantes que los controladores FACTS deben resolver son el control de flujos de potencia y la limitación de niveles de corto circuito.

En la evaluación de los planes de expansión de la transmisión, y en particular de los límites de transferencia, se establecen criterios determinísticos para probar el comportamiento tanto en estado estable como transitorio de las alternativas. Algunos de estos criterios se enumeran a continuación: 1. Definir la banda de voltajes permisibles en operación en estado estable. 2. Definir la banda de voltajes permisibles durante condiciones de contingencia. 3. Definir cómo se aliviarán condiciones de voltaje inaceptables, durante condiciones de contingencia sencilla (n-1), por ej. Utilizando solamente compensación y/o cambiadores de ángulo de fase, pero no permitiendo recortes de carga o reducción en la generación. 4. Establecer límites térmicos. No exceder la capacidad de conducción en estado estable y en emergencia de los conductores eléctricos.

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5. Bajo el criterio de contingencia sencilla, selección de las contingencias más severas. 6. Definir el valor límite para el colapso de voltaje. Por ejemplo, no exceder el 95% del valor de voltaje que lleva a la inestabilidad (margen del 5%). 7. Definir la falla o fallas para evaluar la estabilidad (por ejemplo una falla trifásica que se libera en cinco ciclos). 8. Definir el modelo de carga para condiciones de operación normal y contingencia, así como para las simulaciones dinámicas (por ej. Potencia constante para operación normal y para simulaciones dinámicas caracterizar la potencia real como corriente constante y la potencia reactiva como impedancia constante).

La aplicación de controladores FACTS en las áreas de calidad de la energía y corto circuito, normalmente están asociadas con los sistemas de subtransmisión y distribución. Funcionamiento de los FACTS A continuación se muestra en la tabla 4 un resumen aproximado de las funciones de estos dispositivos que cumplen principalmente el rol de control de flujo, control de voltaje y control dinámico:

Tabla 4 – Resumen aproximado de las funciones de los FACTS

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d. Comparación Chile Perú España México

Criterio Planificación

Análisis técnicos y económicos

En aras de instalar n-1 en todo el país, hasta el momento más económico que técnico

Análisis técnicos y económicos

Análisis técnicos y económicos

Criterio Operación

Utilización de EDAC y EDAG, junto a robustecimiento del sistema

Utilización de RME

Planes de seguridad

Utilización de FACTS

Observaciones Existe la opción de desprender carga cuando el análisis técnico y económico así lo indique.

Se encuentra en un nivel muy incipiente, donde el criterio más usado es el de aislar las fallas mediante sistemas de recierres.

Tienen un alto estándar de servicio en el sentido de tener obligación de reforzar el sistema para tener criterio n-1, y hasta ampliable para mayores niveles de confiabilidad

Criterio distinto al n-1 basado en mecanismos de prevención de la falla, en vez de combatirla una vez producida la misma.

Tabla 5 – Comparación del criterio n-1 entre distintos países

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6. Revisión y Análisis del D.S. N°327: Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos.

En lo que dice relación con el criterio de contingencia simple y la importancia de su aplicación tanto para las empresas como para los usuarios, analizaremos los artículos 237, 245, 312, 313 y 314 en su forma general para poder tener una mayor comprensión del asunto.

En el artículo 237 parte a. Se declara:

“En las instalaciones cuya falla intempestiva afecte significativamente la operación global, considerando la duración y la profundidad de la falla, se incluirán obras suficientes para cumplir con la calidad de servicio correspondiente a un criterio de seguridad de simple contingencia. Se entiende por simple contingencia, o "n-1", que ante la falla de un elemento del sistema de transmisión no se exceda las capacidades máximas de las instalaciones y que los voltajes permanezcan dentro de los rangos permitidos, bajo la hipótesis de que el resto del sistema no presenta fallas intempestivas, salvo aquellas que sean consecuencia directa de la falla del tramo mencionado. Para estos efectos, la condición normal de operación del resto del sistema debe considerar que partes de él puedan estar en mantenimiento conforme a los programas correspondientes. Para los efectos de este artículo, una norma técnica dictada por el Ministerio a proposición de la Comisión, determinará qué se entenderá por afectar significativamente la operación global y por condición normal de operación.”

Para determinar los precios de nudo, se debe calcular el costo total actualizado de abastecimiento a partir de un plan de obras de generación y distribución. Para este efecto, la CNE lleva a cabo una simulación de la operación de cada sistema eléctrico, donde puede que esta simulación cubra la totalidad de las fallas intempestivas posibles y se desarrolle a partir de ésta el plan de obras o que la simulación no pueda tomar en cuenta todas las fallas y deba incluir además en el plan de obras el criterio n-1 sólo en caso de que la falla pueda afectar significativamente la operación global del sistema (al menos en lo que dicta el artículo 237). Entendemos por esto, que la aplicación del criterio n-1 es obligatorio en los casos en que, dados los resultados de la simulación de la operación hecha por la CNE, la falla pueda afectar en forma global al sistema y no a las instalaciones en que la falla sea menor o que no afecte al sistema en general.

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En el artículo 245 se declara:

“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.

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.”

En este artículo se mencionan las indisponibilidades máximas en horas al año, lo que tomaremos en cuenta para poder comparar una supuesta incompatibilidad de estos criterios con los plazos de reposición en caso de existir una contingencia. Para ello tomaremos en cuenta los límites impuestos por el decreto en conjunto con la NT.

Artículo 312:

“Se entiende por Valor Nuevo de Reemplazo o VNR de las instalaciones de distribución de una empresa concesionaria, el costo de renovar todas las obras, instalaciones y bienes físicos destinados a dar el servicio de distribución en las respectivas zonas de concesión, incluyendo los intereses intercalarios, los derechos, los gastos y las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres utilizadas, los bienes intangibles y el capital de explotación…”

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Artículo 313

“La Superintendencia deberá llevar un inventario actualizado de las instalaciones de distribución de cada empresa concesionaria de servicio público de distribución.

Este inventario comprenderá:

a) Las instalaciones de primer establecimiento;

b) Los aumentos de bienes físicos o derechos que informe el concesionario y que no sean rechazados fundadamente por la Superintendencia; y

c) Los retiros de instalaciones que sean comunicados por el concesionario a la Superintendencia.

Para los efectos de las letras b) y c) anteriores, las empresas concesionarias deberán comunicar a la Superintendencia los aumentos y retiros en forma anual, antes del 31 de enero de cada año. Tratándose de aumentos, la Superintendencia, dentro del plazo de tres meses contados desde la fecha de recepción de los antecedentes respectivos, podrá rechazar fundadamente aquellos que se originen en la incorporación de bienes físico o derechos que estime innecesarios, o la parte que considere excesiva. Transcurrido este plazo, si no hay comunicación de rechazo, el aumento se entenderá incorporado al VNR.”

Artículo 314

“El VNR de las instalaciones de distribución de cada empresa concesionaria se recalculará cada cuatro años, durante el año anterior al que corresponda fijar fórmulas tarifarias. En esta ocasión, la Superintendencia deberá revisar y valorizar el inventario a que se refiere el artículo anterior, de acuerdo a los precios vigentes…”

Estos artículos tienen que ver principalmente con la definición y cálculo del VNR. Esta valorización de las instalaciones y aumentos de la empresa está relacionada con la aplicación del criterio N-1 en el sentido de analizar la postura que tomará la empresa con respecto a la Norma Técnica en cuanto a los dos caminos posibles que puede tomar: captar la señal económica que entrega la Norma y por lo tanto optar por una optimización de desconexiones de carga dada la facultad de desconectarse en caso de que este costo sea menor que el de seguir entregando el servicio, o simplemente ignorar esta señal, aparentemente conveniente desde el punto de vista económico para la empresa, e invertir en calidad de servicio, arriesgándose a no ser remunerados

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por dicha inversión (y por lo tanto asumir el costo) a considerarla supuestamente en el VNR para la fijación de las futuras tarifas que serán los ingresos de la empresa.

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7. Revisión y Análisis de la NT de SyCS

a. Criterios de Aplicación Para analizar los criterios de aplicación, se debe analizar la Norma Técnica en su capítulo 5.

A continuación se enumeran los distintos artículos donde se presentan los criterios, y los puntos más destacados en relación a la aplicación del criterio n-1.

Artículo 5-4 “Los límites y márgenes de operación de SyCS serán determinados en base

a consideraciones técnicas y económicas debidamente justificadas,(…) conforme a los estándares de SyCS que se exigen en la presente NT”. Artículo 5-5

“El diseño y 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.

(…) El Estudio de Transmisión Troncal, (…) 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 o superior, en los diferentes tramos del Sistema de Transmisión Troncal.

Del mismo modo, los Estudios de Subtransmisión (…) deberán cumplir lo señalado en el inciso anterior para las instalaciones de cada Sistema de Subtransmisión.

Asimismo, la DO y el CDC, coordinarán la operación de las instalaciones del SI (…) debiendo aplicar un Criterio n-1 o superior, en todas aquellas instalaciones del Sistema de Transmisión que permitan dar cumplimiento a las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT”. Artículo 5-6

“Cuando la evaluación técnica y económica de la aplicación del Criterio N-1 o superior que realice la DO determine que se requiere la operación de los EDAC y/o el EDAG, ésta deberá verificar que la Contingencia Simple produzca la activación de los EDAC y/o EDAG, tal que se asegure que dicha activación sea óptima para el SI en su conjunto.

Para cumplir con lo dispuesto en el presente artículo, la DO deberá elaborar un Procedimiento DO conforme a las exigencias establecidas en la presente NT”. Artículo 5-7

“En el caso de subestaciones eléctricas pertenecientes al Sistema de Transmisión, los propietarios de transformadores deberán poseer reservas y respaldos, energizados o desenergizados, tal que su disponibilidad asegure el

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cumplimiento de lo indicado en el Artículo 5-5 y Artículo 5-6 de la presente NT, justificándose la desconexión automática y/o manual de carga cuando ésta sea la solución óptima en términos técnicos y económicos, siempre y cuando dichas reservas y respaldos estén operativas antes de 96 horas después que sean requeridas”.

A modo de análisis: En el capítulo 5 se entrega información relevante en cuanto a criterios de aplicación del criterio n-1, pues se indica por una parte que debe asegurar la conservación de límites y márgenes de operación del sistema ante una contingencia simple, como además permitir que la contingencia no se propague a través del sistema. Por otro lado, se indica una dimensión económica del criterio, pues se establece la posibilidad de desconexión automática o manual de carga, indicando un plazo de 96 horas para el restablecimiento de reservas y respaldos. Con respecto a los esquemas de desconexión automática de carga (EDAC) y generación (EDAG), el procedimiento DO tiene el objetivo de establecer la metodología de cálculo para verificar el óptimo de la activación de los mencionados esquemas y definir el esquema de supervisión y control del funcionamiento óptimo de los EDAC y EDAG. Este procedimiento se basa en el análisis de balance entre los costos de energía no suministrada y los costos operativos, de esta manera el empleo de los EDAC/EDAG deben minimizar el valor esperado de la suma de los costos de operación y de los costos de la energía no suministrada. El período de análisis de la DO para la verificación del óptimo económico es de un año1, y se basa esencialmente en la comparación entre distintos esquemas de operación y escenarios posibles, obteniendo así el esquema económico óptimo que garantiza un funcionamiento a un menor costo que los distintos esquemas analizados en las simulaciones.

b. Relación con artículo 10-8, en cuanto a índices de continuidad.

El artículo 10-8 estipula los índices de disponibilidad en el SI: Artículo 10-8

“Con el fin de determinar los índices de continuidad esperados señalados en el TITULO 5-12 de la presente NT, el Estudio de Transmisión Troncal y los Estudios de Subtransmisión que se realicen con anterioridad al 1 de Enero de 2008, deberán considerar los indicadores de disponibilidad que a continuación se indican: a) Horas de salida al año por concepto de Indisponibilidad Programada: i) 20 horas cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV].

1 Fuente: Procedimiento DO

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ii) 15 horas cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal mayor o igual a 200 [kV] y menor a 500 [kV]. iii) 10 horas cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal mayor o igual a 500 [kV]. iv) 15 horas, para transformadores, equipos de conexión y equipos estáticos de compensación. b) Horas de salida al año por concepto de Indisponibilidad Forzada: i) 10 horas cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV]. ii) 7 horas cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal mayor o igual a 200 [kV] y menor a 500 [kV]. iii) 5 horas cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal mayor o igual a 500 [kV]. iv) 15 horas, para transformadores, equipos de conexión y equipos estáticos de compensación. c) Frecuencia de salidas al año por concepto de Indisponibilidad Programada: i) 2,0 veces cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV]. ii) 1,0 veces cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal mayor o igual a 200 [kV] y menor a 500 [kV]. iii) 0,5 veces cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal mayor o igual a 500 [kV]. iv) 1,0 veces, para transformadores, equipos de conexión y equipos estáticos de compensación. d) Frecuencia de salidas al año por concepto de Indisponibilidad Forzada: i) 2,0 veces cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV]. ii) 1,0 veces cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal mayor o igual a 200 [kV] y menor a 500 [kV]. iii) 0,5 veces cada 100 [km], para líneas del Sistema de Transmisión con tensión nominal mayor o igual a 500 [kV]. iv) 1,0 veces, para transformadores, equipos de conexión y equipos estáticos de compensación”.

Si bien estos límites no son definitivos, ya que estos se fijarán una vez concluidos los estudios de transmisión troncal y de subtransmisión, ellos entregan una idea de las cotas máximas para el cumplimiento de los estándares de indisponibilidad (artículo 10-9 NT de SyCS).

Por consiguiente, este artículo establece límites en cuanto a períodos máximos de indisponibilidad de servicio en líneas, transformadores, equipos de conexión y equipos estáticos de compensación.

De esta manera, la aplicación del criterio n-1 en su dimensión de desconexión de carga se ve limitada por límites de disponibilidad. Por ende los esquemas de desconexión automática de carga y de generación deben tomar en cuenta estos parámetros.

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Otro elemento importante es la relación de las 96 horas fijadas por el artículo 5-7 y estos límites de continuidad, pues implícitamente se indica que el plazo de 96 horas no equivale al tiempo que la empresa dispone para restablecer el suministro, sino que tan sólo es para restablecer la condición n-1, es decir, para reparar el equipo o línea afectada, o bien para reponer tal elemento por uno nuevo.

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8. Revisión de la interpretación y aplicación del criterio n-1 en el Estudio de Transmisión Troncal y Estudios de Subtransmisión.

a. Contraste entre la visión otorgada por el D.S n°327 y la N.T de SyCS y sus implicancias.

El Decreto Supremo n° 327 fija como norma de aplicación del criterio n-1 la condición de que se trate de instalaciones cuya falla afecte significativamente la operación global del sistema, en cambio la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio aporta una distinta visión. En primer lugar se refiere a que el diseño del Sistema Interconectado deberá ser tal que permita conservar márgenes y reservas operacionales necesarias para garantizar que ante una contingencia simple, los efectos no se propaguen a las demás instalaciones del SI. Si bien este punto también es tratado por el Decreto Supremo, no es utilizado como condición de aplicación del criterio.

En segundo lugar, la Norma Técnica involucra una dimensión económica al criterio n-1. Puesto que agrega la posibilidad de desconectar carga (clientes finales) cuando ésta es la solución óptima. Este punto está ausente en el Decreto Supremo.

Implicancias directas de esta diferencia de criterios afectan la planificación de obras de subtransmisión y transmisión troncal, debido a que con el DS n°327 se estipulaba que se debía aplicar un criterio n-1 en todas las instalaciones que pudiesen afectar el funcionamiento global, mientras que al promulgarse la N.T de SyCS se abrió la posibilidad de realizar un análisis económico al tema de planificación, en el cual un balance indicaría la solución óptima.

Bajo este punto de vista, se abrieron varios elementos a considerar:

- Por un lado está la valorización que realiza el regulador, la cual permite que las empresas logren recuperar sus inversiones. Sin embargo, por esta doble visión legal, resulta que las compañías pueden discrepar en las valorizaciones hechas por la autoridad, lo que lleva a problemas de económicos de retorno.

- Otro elemento es el balance “Calidad vs. Utilidad”, pues ante la disyuntiva, las empresas pueden optar a dejar sin suministro un consumo aplicando esquemas de desconexión, sin embargo esta solución perjudica directamente a los usuarios. Por otro lado se puede optar por la continuidad del servicio a costa de una mayor inversión, ya sea de dobles circuitos, transformadores de reemplazo, etc. Lo cual puede significar mayores costos y menor utilidad para la empresa.

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- Más allá de lo anterior, surge como una interrogante preguntarse si es posible desconectar el centro de la ciudad de Santiago, zona en la que se ubica el gobierno central del país y una gran cantidad de instituciones de gran importancia para el funcionamiento político y económico del país.

- De la misma forma, cabe preguntarse, si tendrá el mismo efecto la desconexión del ferrocarril metropolitano en la hora de máxima demanda que en pueblos aislados.

- Puntos como los recién nombrados deben tener que ser tomados en consideración, pues si bien la norma puede establecer como legal la desconexión de carga, existen criterios implícitos como la reputación de la empresa o bien de carácter de compromiso social, pues se entiende como carga sin suministro, a viviendas o instituciones que pueden ser gravemente afectadas por la falta de energía.

b. Diferencia de la aplicación del criterio entre la transmisión troncal y la subtransmisión.

En el caso de subtransmisión, y en particular en el caso Chilectra, la empresa ha optado por mantener un alto nivel de servicio a sus usuarios, mediante una política que involucra la inclusión de transformadores de reserva para asegurar la continuidad del servicio.

Esta decisión va directamente asociada con la disposición del artículo 5-7 de la N.T de SyCS que estipula un plazo de 96 para restablecer la condición n-1. Por ende, en caso de fallar un transformador en forma permanente (es decir, no reparable) resulta imposible la reposición a tiempo si es que no se tiene una reserva lista para ser usada, puesto que encargar una nueva unidad puede demorar varios meses.

El modo de accionar para la subtransmisión en caso se ocurrir una contingencia simple depende de factores como costos asociados y tiempo de reposición del sistema. Bajo este punto de vista, aplicando el concepto n-1, principalmente son 2 los métodos posibles:

1) Agregar un cuarto transformador monofásico a los bancos de transformadores.

Esta solución permite tener una capacidad instalada 1.3 veces mayor a la demanda, sin embargo, al ocurrir una contingencia en una de las fases, el tiempo de reposición del sistema es de aproximadamente 2 horas. La figura 3 muestra esquemáticamente la disposición de los transformadores en el banco.

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Figura 3: Representación del criterio n-1 aplicado a bancos de transformadores

2) Agregar un segundo transformador trifásico en las subestaciones.

Otra alternativa es poner un segundo transformador trifásico en la subestación, alternativa permite tener una capacidad instalada dos veces mayor a la demanda, además logra que el tiempo de reanudación del sistema sea de aproximadamente 15 minutos. La figura 4 ilustra la disposición esquemática de los transformadores trifásicos.

Figura 4: Representación del criterio n-1 aplicado a transformadores trifásicos, los valores indican la capacidad de los trafos.

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Para el caso de transmisión troncal, el modo de actuar es primordialmente diseñar dobles circuitos entre barras, de tal manera que cada circuito sea capaz de transmitir la potencia total por sí sola. Lográndolo teniendo cada circuito la capacidad de abastecer la demanda.

Figura 5: Representación del criterio n-1 aplicado a transmisión troncal,, los valores indican la capacidad de las líneas.

Otro punto a considerar en la transmisión troncal son los criterios de aplicación de los esquemas de desconexión de carga.

1) A partir de un análisis de la demanda esperada, contemplando el plan de obras, la instalación de nuevas centrales, construcción de líneas de transmisión, etc. Se puede estimar el comportamiento de las líneas ya existentes, y en base a tal análisis establecer el modo de operar en la planificación, tomando medidas referentes a la construcción de nuevos circuitos o bien utilizando como recurso los esquemas de desconexión de carga. Esto con el fin de tomar la medida que resulte más económica, pues si por un período corto de tiempo solamente se pueden ver sobrepasadas las capacidades de las líneas, lo conveniente es utilizar mecanismos EDAC, pues resultaría de un costo mucho mayor construir otra línea.

Para ejemplificar, se puede tomar el análisis hecho por el Estudio de Transmisión Troncal, en el cual se analizó la demanda entre las barras de Charrúa y Temuco, estableciendo los períodos en los cuales la demanda sobrepasa la capacidad máxima de la línea. La figura 6 muestra que entre enero de 2011 y octubre de 2012 la línea puede tener una sobrecarga de potencia.

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Figura 6: Variación flujos Charrúa – Temuco entre 2008 y 2016

En tal caso, al realizar el análisis de Flujo de Potencia (ver Figura 7), se llega al resultado que luego de la falla tanto Cautín como Temuco no pueden arribar al ±10% del valor nominal en 20 segundos como exige la norma. Luego, la NT de SyCS prevé el uso de EDAC en estos casos, y se juzga que es la solución más conveniente dado que de otro modo, el sistema quedaría en un estado vulnerable durante el tiempo que transcurre el redespacho.

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Figura 7 – Estudio de flujo de Potencia tras un fallo entre Charrúa y Nueva Temuco

2) Otro punto a considerar son las sobrecargas de líneas al ocurrir contingencias simples. Para ejemplificar se utilizará el caso de la línea Los Vilos – Pan de Azúcar a construirse el año 2008, cuyo estado de flujo se presenta en la figura 8.

En modo pre-falla, las líneas con doble circuito funcionan de tal manera que cada uno conduce la mitad de la potencia total de 257 MW. Teniendo cada línea una carga de 0.6 con respecto a su capacidad. Sin embargo, al ocurrir una falla en uno de los circuitos, aumenta la potencia transmitida (a 280 MW) debido a que la salida de una línea ocasiona mayores pérdidas. Por ende la línea sana, que debe transmitir toda la potencia, queda con una sobrecarga de 26%.

Figura 8 – Estado del Flujo Pre y Post-Falla ante n-1

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Luego, la aplicación de un mecanismo de EDAC permitiría reducir la sobrecarga de la línea y lograr estabilidad de tensión para que mientras duren las maniobras post-contingencia para hacer un redespacho, la condición operativa resulte aceptable.

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9. Revisión de discrepancias en el Panel de Expertos

Los dictámenes presentados a continuación tienen claras implicancias en el modo de aplicación del criterio n-1, pues tienen relación al cumplimiento de la tenencia de transformadores de reserva y el modo de actuar para lograr que los costos totales sean mínimos, lo cual puede llevar a que entre las empresas se paguen arriendos por equipos o instalaciones.

a. Dictamen entregado al subsistema 6. En cuanto a respaldo de transformadores: La empresa CGE Transmisión, con el fin de cumplir con el criterio n-1 y en especial con el límite de 96 horas para la reposición de reservas de transformadores, indica que para transformadores de 154kV y 66kV de tensión en el primario, cumple con el plazo de tiempo indicado para distancias menores a 160km de distancia. Pues establece que los tiempos de proceso de vacío y de reposo que indican los manuales son de 12 y 24 horas respectivamente, y el llenado con aceite, recirculado y llenado final demora 16 horas, lo que deja un margen razonable para otras actividades, incluido el transporte. El tiempo total que estima la empresa es de 90 horas, de las cuales sólo 6 se requieren para transportar el bulto principal, lo cual permite que el límite de 160km pueda ser ampliado. El análisis del panel de expertos indica que el análisis efectuado por la empresa es adecuado salvo que para el caso de transformadores de 66kV de tensión en el primario la distancia de 160km puede ser ampliada. Otro punto importante es la discrepancia entre CGE Transmisión y la CNE, puesto que la empresa indica que la Comisión no considera la propiedad de las subestaciones y transformadores a efectos de ubicar el transformador de respaldo. Indica además que deberían considerarse respaldos sólo entre transformadores de una misma empresa. El Panel de Expertos considera que la empresa está equivocada en su planteamiento, pues en la ley se busca alcanzar el mínimo costo total y el aprovechamiento de economías de escala, por lo que la limitación presentada por la empresa conduce a una inversión injustificada y un precio más alto a los consumidores. La disposición legal, agrega el Panel, se refiere a instalaciones económicamente adaptadas para un período de 4 a 10 años que minimice el costo total, lo que supone una planificación conjunta de todo el sistema, con independencia de la propiedad de las distintas instalaciones. Y en caso necesario, se deben pagar los arriendos pertinentes por utilización de equipos o subestaciones de otros propietarios. Por ende se obliga a la empresa a disponer de un transformador en la subestación Loncoche en vez de incluir uno de respaldo en la subestación Villarrica, pues el Informe Técnico así lo indica, y además agrega que la distancia hace factible el transporte.

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b. Dictamen entregado al subsistema 2

La empresa CGE Transmisión realizó un informe en el cual señala los

procedimientos para realizar el traslado de transformadores de 154kV y 66kV en el primario. Del informe se desprende la imposibilidad de lograr poner en marcha el transformador de 154kV en el plazo de 96 horas contemplando traslado, instalación y puesta en servicio, por lo que éste debe estar emplazado en la misma subestación que el transformador fallado.

Al igual que en el caso del subsistema 6, la empresa CGE Transmisión discrepa

con la CNE con respecto a la propiedad de las subestaciones y transformadores a efecto de ubicar el transformador de respaldo.

De la misma manera, y con el mismo argumento anterior, el Panel de Expertos resuelve en contra de la empresa, indicando que ésta no está autorizada a incluir un transformador de respaldo en la subestación Marga Marga, ya que el Informe Técnico incluye respaldos adecuados y disponibles en las subestaciones Placeres, Las Vegas y Calera, a distancias que hacen factible el transporte.

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10. Conclusiones y críticas.

Tomando en cuenta los diversos puntos investigados en el trabajo, podemos concluir lo siguiente:

1- La aplicación del criterio N-1 en el servicio eléctrico trae consigo un beneficio social importante, al tiempo de considerarlo dentro de las inversiones tanto para la empresa que presta el servicio, como al ente que la regula.

2- Creemos que existe una falla a mejorar en la ley, en cuanto a que existen dos interpretaciones posibles del artículo 5-7 de la NT de SyCS. A nuestro modo de ver, la interpretación correcta sería que ante la ocurrencia de una falla simple y teniendo en cuenta que existe instalación de apoyo para que se cumpla el criterio N-1, antes de transcurridas las 96 horas que exige la ley, se debe reparar la instalación dañada, entendiendo que nunca ocurre por este hecho un corte de suministro. Debido a que el plazo máximo de sustituir la reserva es de 96 horas y tomando en cuenta la posibilidad de tratarse de una falla permanente, deberá tenerse una segunda reserva para poder cumplir con la norma, lo que implicaría una mayor exigencia en cuanto al cumplimiento obligatorio del criterio N-1 ya que tener una segunda reserva implica un criterio N-2.

3- La norma técnica agregó una nueva dimensión a la aplicación del criterio n-1, en la cual se debe considerar tanto un análisis técnico como económico a la hora de determinar las inversiones. De esta manera se abre la posibilidad de desconectar la carga si es que tal solución es la óptima del punto de vista económico, sin embargo esto trae a discusión la susceptibilidad del sistema en cuanto a la opción de verse directamente afectados los consumidores, tanto residenciales, comerciales, de servicio público e industriales. A pesar de que con esto se estaría cumpliendo la norma se podrían generar graves conflictos a nivel país.

4- Consideramos también que otro aspecto a mejorar es la claridad en la NT para identificar una "falla que afecta la operación global del sistema", ya que en su artículo 237 la Norma indica la obligatoriedad del criterio n-1 a los sectores que cumplan con esta definición.

5- Debido a las grandes diferencias entre las empresas y la Superintendencia en cuanto a la valorización de las inversiones, podrían crearse criterios que permitan a las empresas tener claridad para la planificación de las mismas, puesto que puede considerarse el proceso poco transparente debido a los diferentes puntos de vista que se pueden tomar con respecto al fin que cumplen las inversiones. Por ejemplo la empresa puede considerar la construcción de un doble circuito para asegurar la continuidad del servicio, mientras que la Superintendencia considerar como solución

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óptima la desconexión de carga, lo cual llevaría a no tomar en cuenta la inversión en el cálculo del VNR.

6- Como la norma técnica se somete a revisión, los temas aquí tratados pueden servir de base para posibles mejoras.

7- Considerando los dictámenes emitidos por el Panel de Expertos, estamos de acuerdo en cuanto a que para una optimizaciòn del sistema son las empresas las que debieran ponerse de acuerdo para arrendarse equipos entre ellas al existir alguna contingencia que no pudiera ser cubierta por la empresa responsable y sí por una empresa paralela a ella. Sin embargo, creemos que esta situación es poco clara y podría ser regulada mediante algún criterio como zona geográfica u otro, además de considerar el carácter obligatorio que debiera tener, ya que las empresas no tienen por qué estar obligadas a prestar sus equipos a otra que lo necesita.

8- Chile, en comparación a otros países como Perú, se encuentra en un nivel superior de calidad de servicio en cuanto a continuidad de suministro debido a la aplicación de un criterio n-1 a lo largo de todo el Sistema Interconectado. En cambio, por un tema de costos, en el país vecino se opta por un sistema de recierre de los circuitos para no propagar la falla a lo largo del sistema.

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11. Fuentes de información

- Decreto Supremo N°327: Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos

- Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios

- Información de la página web del panel de expertos (www.paneldeexpertos.cl)

- Datos entregados por la Empresa de Distribución

- Estudio de Transmisión Troncal para escenarios de Expansión de la

Generación y de Interconexiones con otros Sistemas Eléctricos, Informe Final Parte III.

- Plan Referencial de Electricidad 2006 – 2015, Dirección General de

Electricidad de Perú.

- Requerimientos mínimos de equipamiento para los sistemas de protección del SEIN. Comité de operación económica del SEIN.

- Resolución de 28 de abril de 2006, de la Secretaría General de Energía.

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio de España.

- Página web de la Comisión Federal de Electricidad, CFE (www.cfe.com.mx)

- Página web del Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos

CIGRE (www.cigre.org.mx)