MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
Autora: Trinidad Moya López Madrid, Octubre 2008
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno/a: Trinidad Moya López ………………………………………………….
EL DIRECTOR Joaquin Cabetas Felipe
Fdo.:………………………..Fecha: 7/10/2008
EL TUTOR Tomás Gómez San Román
Fdo.: ………………………..Fecha: 7/10/2008
Vº Bº del Coordinador de Proyectos Tomás Gómez San Román
Fdo.: ………………………..Fecha: 7/10/2008
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Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
RESUMEN La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico en España define la distribución de electricidad como una actividad regulada, cuya retribución es aprobada anualmente por el Estado. Esta retribución debe reconocer los costes incurridos por las empresas distribuidoras para el desarrollo de su actividad, cumpliendo unos criterios de calidad del suministro que también están regulados. Los requerimientos de calidad de suministro están regulados por el RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el Real Decreto 1634/2006, contemplan entre otros aspectos el cumplimiento de unos límites de calidad zonal e individual denominados TIEPI y NIEPI. Aunque es posible diseñar la red de distribución para cumplir con criterios de garantía de de suministro más estrictos a los definidos por la normativa estatal, en la práctica estos no estarían reconocidos dentro de la retribución que percibirían las empresas distribuidoras. A raíz de una serie de grandes incidentes ocurridos en los últimos años, en los que se produjo la pérdida completa de subestaciones urbanas en grandes núcleos de población (Madrid y Barcelona) acompañada en algunos casos del incendio de la instalación, en algunas Comunidades Autónomas se han planteado requerimientos de garantía de suministro superiores a los definidos por la normativa estatal. Concretamente en la Comunidad de Madrid se ha aprobado la Ley 2/2007 por la que se regula la garantía de suministro eléctrico y el Decreto 19/2008 que la desarrolla. Además está en fase de aprobación otra Ley similar en Cataluña. La Ley 2/2002 y el Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid introducen unos requerimientos en el cumplimiento de la garantía de suministro de forma que ante grandes incidentes como los ocurridos por la pérdida completa de una subestación el mercado pueda reponerse en su totalidad en menos de seis horas. Esto, tal y como se desarrolla en la tesis, supone de forma efectiva la Página | 2
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introducción de un criterio de planificación de fiabilidad múltiple (n-x) que es el fallo completo de subestación, mucho más exigente que el criterio de fiabilidad de fallo simple (n-1) habitualmente aplicado en distribución, y superior a los requerimientos de calidad de servicio de la normativa estatal. Debería ser necesario por lo tanto, antes de proceder a la aprobación de este tipo de normativas con garantías de suministro superiores a la normativa estatal, evaluar todos los aspectos que supongan un incremento en el coste de la actividad de distribución. Este coste debería estar reconocido en la retribución que anualmente percibe la actividad de distribución.
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INDICE DE CONTENIDOS INTRODUCCIÓN .................................................................................. 9
1. 1.1 2.
Objeto de la tesis................................................................................. 10 CALIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO .......................................... 11
2.1
Normativa aplicable ............................................................................. 11
2.2
Calidad de servicio según la normativa estatal ................................... 12
2.2.1
Medición de la continuidad de suministro: Índices TIEPI y NIEPI .................................................................................................. 14
2.2.2
Límites de cumplimiento de la calidad de suministro individual . 16
2.2.3
Límites de cumplimiento de calidad zonal ................................. 18
2.3 Calidad de servicio según la normativa de las Comunidades Autónomas ....................................................................................................... 19 3.
CRITERIOS DE DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN ................ 21
3.1
Estructura de la red de distribución ..................................................... 21
3.1.1
Instalaciones de la red de distribución....................................... 22
3.1.2
Topología básica de la red distribución ..................................... 23
3.1.3
Localización de averías y reposición del servicio ...................... 26
3.2
Planificación de la red de distribución ................................................. 27
3.2.1
Escenarios de estudio y modelado de la red ............................. 31
3.2.2
Parámetros de control en la red de distribución ........................ 32
3.2.3
Criterios de fiabilidad en la red de distribución .......................... 33
3.2.3.1 Sobrecargas ................................................................................ 33 3.2.3.2 Caídas de tensión........................................................................ 35 3.2.3.3 Cumplimiento de calidad ............................................................. 35 3.2.3.4 Fallo de elementos ...................................................................... 36
3.2.4 3.3
Priorización de criterios de fiabilidad ......................................... 39
Desarrollo de la red de distribución ..................................................... 43
3.3.1
Configuración de las subestaciones de distribución .................. 44
3.3.2
Configuración de la red de Media Tensión ................................ 48
3.3.2.1 Red de Media Tensión rural ........................................................ 48 3.3.2.2 Red de Media Tensión urbana .................................................... 52
4. CONTENIDO DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID .................. 64 4.1
Antecedentes ...................................................................................... 64
4.2
Objeto.................................................................................................. 65
4.3
Ámbito de aplicación ........................................................................... 67 Página | 4
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4.4 Justificación de la competencia en materia de regulación por parte de las comunidades autónomas ............................................................................ 68 4.5
Definiciones ......................................................................................... 69
4.6
Programa periódico de actuaciones .................................................... 72
4.7
Tiempos relacionados con la atención de incidencias......................... 74
4.8
Criterios de desarrollo ......................................................................... 75
4.8.1
Fiabilidad del suministro ............................................................ 75
4.8.2
Potencia nominal de las instalaciones ....................................... 76
4.9
Conexión de nuevos suministros ........................................................ 77
4.10 Criterios de diseño en subestaciones.................................................. 78 4.11 Equipos auxiliares de emergencia ...................................................... 79 4.12 Plazo para adaptación de medios materiales a lo indicado por la Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008 ............................................................................ 79 4.13 Régimen sancionador ......................................................................... 80 4.14 Otros aspectos .................................................................................... 81 5. APLICACIÓN DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID .................. 83 5.1
Introducción del criterio de fallo de subestación .................................. 83
5.1.1
Alcance del fallo de subestación ............................................... 85
5.1.2
Metodología de estudio del fallo de subestación ....................... 92
5.1.3
Consecuencias en el desarrollo de redes de distribución.......... 98
5.1.4
Ejemplo práctico de aplicación de fallo total ............................ 100
5.2
Conexión de nuevos suministros ...................................................... 104
5.3
Utilización de equipos móviles de emergencia .................................. 106
5.4
Riesgos de incumplimiento ............................................................... 111
5.4.1
Incumplimiento de calidad de suministro ................................. 111
5.4.2
Incumplimiento requerimientos Ley 2/2007 y Decreto 19/008 . 111
5.4.3
Incumplimiento de plazos ........................................................ 114
5.5
Influencia en desarrollos normativos de otras Comunidades Autónomas .......................................................................................................... 116
5.6
Costes para las empresas distribuidoras .......................................... 117
6. 7.
CONCLUSIONES FINALES .............................................................. 123 BIBLIOGRAFÍA ................................................................................. 126
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INDICE DE TABLAS Tabla 1. Clasificación de zonas de suministro.................................................. 14 Tabla 2. Límites de calidad individual Clientes MT (de 1 a 36 kV) ................... 17 Tabla 3. Límites de calidad individual Clientes BT (menor o igual a 1 kV) ....... 17 Tabla 4. Límites de calidad de suministro zonal ............................................... 18 Tabla 5. Parámetros de control del nivel de carga admisible ........................... 32 Tabla 6. Priorización de criterios de fiabilidad red de distribución .................... 41 Tabla 7. Tiempo de atención de incidencias según Decreto 19/2008 .............. 74 Tabla 8. Tiempo de reposición del servicio según Decreto 19/2008 ................ 74 Tabla 9. TIEPI 2003-2006 por Comunidad Autónoma.................................... 111 Tabla 10. Rango de sanciones ....................................................................... 113 Tabla 11. Incentivo máximo de calidad según RD 222/2008 ......................... 119
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INDICE DE ILUSTRACIONES Ilustración 1. Esquema básico de la red de distribución ................................... 21 Ilustración 2. Ejemplo de red de Media Tensión en antena .............................. 24 Ilustración 3. Ejemplo de red de Media Tensión anillada ................................. 25 Ilustración 4. Subestación con esquema de doble barra .................................. 46 Ilustración 5. Subestación con esquema en H ................................................. 46 Ilustración 6. Subestación con esquema en entrada-salida ............................. 47 Ilustración 7. Red de MT en zona rural ............................................................ 49 Ilustración 8. Esquema básico de CX ............................................................... 54 Ilustración 9. Esquema de red de MT con CX en explotación normal .............. 54 Ilustración 10. Esquema de red de MT con CX ante el fallo del circuito 1 en salida de ST ..................................................................................................... 55 Ilustración 11. Esquema básico de un CR con tres barras ............................... 56 Ilustración 12. Esquema de red de MT con un CR en explotación normal ....... 57 Ilustración 13. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un alimentador ... 58 Ilustración 14. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un circuito distribuidor ........................................................................................................ 58 Ilustración 15. Esquema de red de MT con dos Centros de Reparto ............... 60 Ilustración 16. Esquema de red de MT con tres Centros de Reparto ............... 61 Ilustración 17. Mercados principales de subestaciones en zona urbana .......... 71 Ilustración 18. Mercado secundario de subestaciones en zona urbana ........... 72 Ilustración 19. Ejemplo de incumplimiento de mercado secundario ................. 76 Ilustración 20. Demanda máxima atendida desde equipos de emergencia ..... 77 Ilustración 21. Ejemplos de fallos destructivos en una subestación MAT/MT .. 91 Ilustración 22. Representación de red de Media Tensión en PSS/E ................ 95 Ilustración 23. Ejemplo de red de MT alimentada desde una Subestación .... 101 Ilustración 24. Ejemplo de mercado afectado por el fallo de subestación ...... 102 Ilustración 25. Ejemplo de resolución de PNG por fallo de subestación ........ 103 Ilustración 26. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde una subestación .................................................................................................... 104 Ilustración 27. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde dos subestaciones ................................................................................................ 105 Ilustración 28. Conexión de cable subterráneo 132 kV a subestación móvil .. 109 Página | 7
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Ilustración 29. Alternativa de conexión de subestación móvil a red AT (45 kV) ....................................................................................................................... 110
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1. INTRODUCCIÓN La distribución de energía eléctrica es una actividad regulada cuyo objetivo es el suministro de electricidad desde la red de transporte hasta los consumidores finales que demandan dicha energía, cumpliendo ciertos criterios de calidad, seguridad y fiabilidad, por lo cual recibe una remuneración reconocida por la normativa estatal. Es precisamente la calidad de servicio eléctrico el aspecto de la distribución de energía con un mayor impacto socio-económico. Las interrupciones del servicio son percibidas muy negativamente por los consumidores y tienen en ocasiones su reflejo en los medios de comunicación. Esto es debido a que las exigencias de los consumidores finales en los últimos año han ido creciendo, por la mejora del nivel de vida y el crecimiento económico La normativa que regula la calidad de servicio a nivel estatal establece unos indicadores para la cuantificación de la continuidad del suministro y sus límites máximos, tanto a nivel zonal como individual. Aunque es posible desarrollar requerimientos de calidad superiores a lo regulado por la normativa estatal, la inversión necesaria para su cumplimiento no estaría reconocida dentro de la remuneración de la distribución. Algunas Comunidades Autónomas han desarrollado o están en fase de desarrollar leyes que regulan requisitos de garantía de suministro superiores a los indicados en el RD 1955/2007, de acuerdo con las competencias específicas que les proporciona la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. Estos requisitos como se verá más adelante en esta tesis van dirigidos principalmente a evitar grandes incidentes en zonas urbanas. La aplicación práctica de estos requerimientos superiores de calidad por parte de las empresas eléctricas introduce criterios de planificación de redes más estrictos, y por lo tanto aparecerán nuevas inversiones en infraestructuras, cuyo coste extraordinario no ha sido evaluado a la hora de aprobar la reglamentación de las Comunidades ni es tenido en cuenta en la retribución de Página | 9
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la actividad de la distribución, lo cual deberá ser corregido para que el desarrollo de estos criterios pueda ser viable. 1.1 Objeto de la tesis En esta tesis se analiza el impacto en la actividad de la distribución eléctrica de la aplicación de los requisitos superiores de garantía de suministro eléctrico introducidos en la reglamentación aprobada por algunas Comunidades Autónomas, en comparación con lo indicado en la reglamentación a nivel estatal y con los criterios tradicionales de planificación y desarrollo de redes. Para ello, en la primera parte de la tesis se indica la normativa existente en España en materia de calidad de servicio, tanto a nivel estatal como a nivel de las Comunidades Autónomas. En la segunda parte de la tesis se describen los criterios tradicionales de planificación y desarrollo de la red de distribución, que incluyen el cumplimiento de la normativa estatal en materia de calidad de servicio. En la tercera parte de la tesis, que constituye el núcleo central de la misma, se describe el contenido de la Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008 sobre garantía de suministro aprobado en la Comunidad de Madrid, y se analiza su aplicación práctica y las modificaciones que estos requerimientos superiores introducen en los criterios de planificación y desarrollo de redes tradicionales, así como en los costes de inversión de las propias distribuidoras y de los nuevos suministros en zona urbana. En la última parte de la tesis se resumen las conclusiones finales.
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2. CALIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO 2.1 Normativa aplicable La normativa aplicable sobre calidad del suministro eléctrico en España a nivel estatal es la siguiente: • “Ley 54/1997, de 27 noviembre, del Sector Eléctrico” • “Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica”. Este RD desarrolla los aspectos de la Ley 54/1997 en materia de calidad de servicio. • “Orden ECO/797/2002, de 22 de marzo, por la que se aprueba el procedimiento de medida y control de la continuidad del suministro eléctrico”. Esta Orden desarrolla los aspectos del Real Decreto 1955/2000 en materia de calidad de servicio. • Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007”. En este RD se modifican los límites de los índices de calidad definidos en el RD 1955/2007. • “Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica”. En este RD se establece la metodología para el cálculo de la retribución, incluyendo un incentivo de calidad de servicio. Además existen las siguientes normativas aprobadas por las Comunidades Autónomas, dentro de sus competencias, en materia de calidad de suministro eléctrico: • “Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico de la Comunidad de Madrid”. • “Ley 4/2007, de 13 de diciembre, por la que se modifica la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid, adaptándola a la Ley Estatal 17/2007, de 4 de julio”. Esta Ley modifica a la Ley 2/2007 en algunos aspectos como Página | 11
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por ejemplo incremento en el régimen sancionador e introducción de la responsabilidad de las empresas transportistas en relación con la garantía de suministro. • “Decreto 19/2008, de 13 de marzo, del Consejo de Gobierno, por el que se desarrolla la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid”. • “Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suministro eléctrico en Extremadura”. • “Decreto 58/2007, de 10 de abril, por el que se regula el procedimiento de control de la continuidad en el suministro eléctrico y las consecuencias derivadas de su incumplimiento”. Este Decreto desarrolla la Ley 2/2002 de Extremadura. 2.2 Calidad de servicio según la normativa estatal La Ley 54/1997 establece que la distribución de energía eléctrica es una actividad regulada por la que las empresas distribuidoras perciben una retribución anual que se define a nivel estatal, en base a la metodología recientemente aprobada en el RD 222/2008, y que incluye de forma básica los siguientes términos: • Retribución por Operación y Mantenimiento de las instalaciones que gestione cada distribuidor. • Retribución de la Inversión. • Retribución por otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribución, tales como gestión comercial, planificación de las redes o gestión de la energía. • Incentivo o penalización a la calidad de servicio, en base a una fórmula del cumplimiento de los índices de calidad que se definen en el RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006. Este incentivo podrá ser cómo máximo del 3% de la retribución del año anterior. • Incentivo o penalización por la reducción de pérdidas. Dentro de las responsabilidades de cada empresa distribuidora, por las cuales percibe una retribución reconocida, se encuentra el cumplimiento de la Página | 12
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calidad de servicio según los requerimientos desarrollados por la normativa estatal en el RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006. A continuación se indica de forma resumida el contenido de la normativa estatal en materia de calidad de servicio. Según el RD 1955/2000 la calidad de servicio comprende a su vez tres aspectos: • Calidad del producto, relativo a la calidad de onda. • Calidad en atención y relación con el cliente, relacionada con actuaciones de información, asesoramiento, contratación, comunicación y reclamación. • Continuidad del suministro eléctrico, relativo al número y duración de las interrupciones de suministro. La calidad de servicio se puede clasificar además en cuanto a su extensión: • Calidad individual: es aquella de naturaleza contractual, que se refiere a cada uno de los consumidores. • Calidad zonal: es la referida a una determinada zona geográfica, atendida por un único distribuidor. Estas zonas geográficas sobre las que se aplica la calidad zonal son, en función del número de puntos de suministro por municipio, las siguientes: • Zona urbana: conjunto de municipios de una provincia con más de 20.000 suministros, incluyendo capitales de provincia, aunque no lleguen a la cifra anterior. • Zona semiurbana: conjunto de municipios de una provincia con un número de suministros comprendido entre 2.000 y 20.000, excluyendo capitales de provincia. • Zona rural concentrada: conjunto de municipios de una provincia con un número de suministros comprendido entre 200 y 2.000.
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• Zona rural dispersa: conjunto de municipios de una provincia con menos de 200 suministros, así como los suministros ubicados fuera de los núcleos de población que no sean polígonos industriales o residenciales. Nº de suministros por municipio >20.000 Entre 2.000 y 20.000 Entre 200 y 2.000 1.000 MW)
-
Pérdida de nudos considerados como críticos desde el punto de vista de seguridad del sistema ante despeje de faltas
3.2.1 Escenarios de estudio y modelado de la red Se denomina escenario a la representación del sistema en un instante y condiciones determinadas, que incluye a la generación, consumo y topología de red. Esta representación o modelo de la red, equivale a una foto del sistema en un momento dado, con las medidas de las magnitudes eléctricas (tensión, potencia, intensidad, reactiva, etc.), características técnicas de las instalaciones y la operación en la situación considerada. Bajo criterio determinista, los estudios de planificación de la red de transporte y de distribución consideran fundamentalmente las situaciones de punta como situaciones más críticas por constituir generalmente las mayores exigencias sobre las líneas y la transformación: • Punta de invierno: Se tomaría como caso base de estudio la situación de la red en el momento de máxima potencia simultánea del invierno del año N, generalmente suele ocurrir entre Diciembre del año N -1 y Enero o Febrero del año N. • Punta de verano: Se tomaría como caso base de estudio la situación de la red en el momento de máxima potencia simultánea del verano del año N. En el caso de la red de transporte se consideran además otros aspectos como son la influencia que tiene la hidraulicidad en el perfil de generación, que no son objeto de este documento.
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3.2.2 Parámetros de control en la red de distribución Como ya se ha indicado, la red de distribución está constituida por los siguientes elementos: • Transformadores de potencia • Líneas • Subestaciones • Centros de transformación y centros de cliente • Otros equipos necesarios para la explotación de la red como son las protecciones, medida y monitorización de las instalaciones. Los parámetros básicos que se deben analizar y controlar para supervisar el correcto funcionamiento de la red de distribución son: • Frecuencia. El valor de la frecuencia nominal suministrada debe ser 50 Hz • Tensión en los nudos de la red • Niveles de carga de las instalaciones. Estos niveles de carga indican el grado de utilización y el margen de operación con respecto a los valores nominales para los que han sido diseñados los equipos. Se miden en porcentaje con respecto al valor nominal indicado en la siguiente tabla: Instalación
Valor nominal
Transformador
Potencia nominal de transformación
Línea
Límite térmico Verano Límite térmico Invierno
Tabla 5. Parámetros de control del nivel de carga admisible
• Potencia no garantizada (PNG), que es el valor de la potencia que no puede suministrarse ante una incidencia en la red sin incumplir los márgenes de operación y seguridad admisibles, y por lo tanto sería mercado no suministrado en tanto en cuanto no se solucionara la incidencia o se dispusiera de equipos de emergencia para su alimentación provisional. Es un indicador muy adecuado para, combinado con criterios probabilísticos, priorizar inversiones de cara a Página | 32
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resolver aquellas incidencias que pueden suponer una mayor afección al suministro en caso de ocurrencia. 3.2.3 Criterios de fiabilidad en la red de distribución De acuerdo con el Procedimiento de Operación 13.1 de REE, la fiabilidad de un sistema queda defina por dos conceptos básicos: a) “Idoneidad” del sistema, propiedad del sistema para suministrar las demandas de potencia y energía requeridas, en las condiciones
programadas,
que
está
relacionada
con
su
comportamiento en régimen permanente. b) “Seguridad” del sistema, propiedad del sistema que define su capacidad de soportar las perturbaciones imprevistas, que está relacionada con su comportamiento dinámico. Los criterios de fiabilidad aplicados a la red de distribución son principalmente criterios de idoneidad, con el fin de garantizar la seguridad, regularidad y calidad de suministro, dentro de las exigencias marcadas por la legislación vigente. Los criterios de fiabilidad más extendidos son: • Sobrecargas • Caídas de tensión • Cumplimiento de calidad • Fallo de elementos 3.2.3.1 Sobrecargas Este criterio está relacionado con el nivel de carga de las instalaciones. En situación de funcionamiento normal, es decir, en régimen de explotación normal sin fallo de ningún elemento, no deben existir sobrecargas en ningún elemento de la red que superen el 100% de su capacidad nominal. Este es un criterio básico de diseño de redes, sin perjuicio de que se incluyan criterios de niveles de carga más restrictivos relacionados más bien con la necesidad de Página | 33
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disponer de márgenes de reserva para crecimiento de demanda o situaciones de emergencia. Ante una incidencia originada por el fallo de algún elemento de la red se puede admitir que, con carácter transitorio, algunos equipos funcionen por encima del 100% de su potencia de la nominal. Para cada tipo de instalación este nivel máximo de emergencia dependerá de las características de constructivas y diseño, zona geográfica, temperatura ambiental y refrigeración. Además estas sobrecargas transitorias afectan a la vida útil de los equipos, especialmente transformadores, por lo que la decisión del establecimiento de sobrecargas máximas ante emergencias y el tiempo admisible de las mismas debe venir precedido por un análisis de detalle, por parte de las empresas distribuidoras y los fabricantes, que valore el envejecimiento de los equipos y los riesgos de avería durante su funcionamiento en esta situación. De forma orientativa, los niveles de sobrecarga máxima ante emergencias admisibles serían: • En líneas aéreas suelen admitirse ciertas sobrecargas transitorias para un
tiempo
determinado,
ya
que
debido
a
sus
características
constructivas permiten una disipación del calor mucho mayor que en cables subterráneos. • En transformadores también pueden admitirse este tipo de sobrecargas transitorias, pero el valor admisible depende mucho del tipo de construcción, si está dentro de un edificio o en intemperie, y del tipo de refrigeración (ONAN, ONAF). Además suelen admitirse sobrecargas diferentes en función de la zona geográfica y de la estación del año, siendo evidentemente en verano menor este valor con respecto al invierno.
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3.2.3.2 Caídas de tensión La tensión de los nudos en todos los niveles de la red de distribución y en cualquier situación debe cumplir con los límites y requerimientos de calidad que se establecen en la legislación vigente (RD 1955/2000). El límite máximo de la variación de tensión de alimentación a los consumidores finales será del ±7% de la tensión de alimentación declarada. Los valores de tensiones que se encuentren fuera de este margen se consideran por lo tanto antirreglamentarios y darían lugar a incumplimiento de calidad de suministro individual. 3.2.3.3 Cumplimiento de calidad Como ya se ha indicado en el apartado 2.2 de esta tesis, en el RD 1955/2000 se establece que cada distribuidor está obligado a mantener los niveles de calidad de suministro individual y los de calidad zonal asignados a aquellas zonas donde desarrolle su actividad. La medición de la calidad zonal se efectúa sobre la base del TIEPI, percentil 80 del TIEPI y el NIEPI. Los valores límite de dichos indicadores, durante cada año natural deben cumplir con lo indicado en el apartado 2.2.3. Por lo tanto las empresas distribuidoras deben vigilar estos parámetros de calidad y evitar mediante las inversiones necesarias el incumplimiento de calidad zonal. En caso de producirse dicho incumplimiento las empresas distribuidoras pueden declarar zonas con dificultad temporal para el cumplimiento de los límites y presentar ante las Comunidades autónomas unos planes de mejora de la calidad, de duración bienal, que además pueden contar con financiación por parte de las Comunidades y el Ministerio. Dentro de estos planes se suele exponer un resumen de la situación de cada uno de los municipios: • Alimentación del municipio (es decir, desde que subestaciones y líneas se alimenta)
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• Características de dicha alimentación, que puedan dar origen al incumplimiento del límite de calidad zonal (líneas en antena, meteorología adversa, etc.) • Incidencias más importantes registradas (estas serán las incidencias que más hayan aportado al valor del TIEPI y por lo tanto del análisis de sus causas y posibles soluciones se obtendría una ganancia significativa en los niveles de calidad) • Soluciones (Actuaciones futuras o en ejecución para mejora de la calidad, e incluidas dentro de los planes de inversión de la empresa distribuidora) El cumplimiento de los límites de calidad es el requerimiento mínimo de cumplimiento de calidad de suministro que aplicarían las empresas distribuidoras. La introducción de un objetivo de reducción de los valores de TIEPI y NIEPI por debajo de los límites establecidos reglamentariamente debe ir acompañado de un incentivo a la mejora de calidad dentro de la retribución a la distribución. Además pueden verse introducidos otros criterios de calidad de suministro superiores debido a la aprobación de leyes autonómicas, como es el caso de la Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, o la que se está desarrollando en Cataluña como consecuencia de los incidentes ocurridos en años anteriores. Estos criterios superiores de calidad de servicio se analizarán más adelante en este documento así como las inversiones adicionales necesarias para su cumplimiento. 3.2.3.4 Fallo de elementos Este criterio establece el comportamiento que debe tener la red de distribución ante diferentes situaciones de fallo. Como ya se ha comentado, en los estudios deterministas se parte de un nivel de disponibilidad total del sistema (situación n) y a continuación, se plantean indisponibilidades de líneas y transformadores.
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El criterio determinista más extendido en la planificación tradicional es el de indisponibilidad simple (n-1), tanto en transporte como en distribución. El criterio de la doble indisponibilidad (criterio n-2) suele ser restringido a determinadas combinaciones de elementos de la red de transporte (por ejemplo línea de doble circuito o tramo de línea en que dos o más circuitos comparten apoyos en una longitud superior a 30 km). Aplicando el criterio (n-1) las redes de distribución se deben diseñar para poder
continuar
suministrando
energía
a
todo
el
mercado
ante
la
indisponibilidad de un elemento (línea o transformador) sin violar los límites de funcionamiento establecidos para los parámetros de control. El análisis del (n-1) debe hacerse para los transformadores y para las líneas en todos los niveles de tensión. Para realizar este análisis en el caso de transformadores a Media Tensión y de líneas de Media Tensión, es imprescindible disponer de la red de MT modelada en un nivel de detalle que tenga en cuenta la topología más realista de la red y que pueda ser manejable en el estudio. De esta forma los resultados del estudio serán más realistas y permitirán detectar todos los problemas, cosa que no ocurriría de trabajar con un modelo muy simplificado de la red de MT. Del análisis de indisponibilidad (n-1) de cada elemento se obtiene un valor de Potencia No Garantizada (PNG).
Este análisis de PNG en la red de
distribución consiste en fallar un transformador o tramo de línea y, mediante las maniobras necesarias, tratar de recuperar desde los apoyos existentes que resulten óptimos el mercado afectado. Estos apoyos pueden ser otros transformadores y/o otras líneas. Por ejemplo, en el caso de fallo de líneas es importante incidir en que el fallo debe repetirse para una misma línea tramo a tramo aguas abajo de su alimentación desde la cabecera de subestación. Esto es debido a que la red de Media Tensión es una red muy interconectada con diferentes puntos de apoyo, de forma que una línea que al analizar el fallo en cabecera no diera PNG, puede dar un valor de PNG en el fallo de un tramo aguas abajo que estuviera en antena. Página | 37
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Otro ejemplo de fallo simple es el fallo de un transformador de potencia en una subestación, que contará con dos posibles apoyos: • Apoyo interno. Una vez aislado el transformador, el primer apoyo del que se haría uso para reponer el mercado sería el apoyo interno procedente de los demás transformadores que se encuentren en la instalación, cerrando para ellos los interruptores de acoplamiento de barras en Media Tensión (en función del esquema de la subestación). • Apoyo externo. Si la carga de los transformadores de apoyo supera el nivel de carga máximo admisible ante emergencia será necesario recurrir al apoyo externo por MT, que consistiría en recuperar el mercado afectado restante desde otras líneas de MT que cierran contra las líneas afectadas por la incidencia. Si la carga de las líneas de apoyo en Media Tensión o los transformadores de las subestaciones de apoyo superan el nivel de carga admisible quedará mercado sin poder suministrar, que se cuantificaría por el valor de PNG. Por lo tanto, aquellos valores de PNG distinto de cero deberán ser objeto de un estudio en más profundidad con el objeto de analizar sus causas y ver sus soluciones: • PNG en líneas. En caso de líneas anilladas, la existencia de PNG suele deberse a falta de capacidad en la línea o líneas de MT de apoyo, por lo que la solución suele pasar por la sustitución de aquellas secciones de cable que limiten el apoyo o por la construcción de una nueva línea de apoyo desde un punto con capacidad suficiente. En el caso de líneas en antena la única solución es el anillado de la antena, mediante la construcción de una nueva línea o el desdoblamiento de la existente. Este caso suele darse en líneas aéreas en zonas rurales, donde además llevar a cabo nuevas líneas muchas veces por zonas de protección medioambiental suele conllevar un procedimiento administrativo muy largo. • PNG en transformadores. La existencia de PNG en transformadores puede deberse a la falta de apoyo interno, en cuyo caso la solución Página | 38
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pasaría por ampliar potencia en los transformadores de apoyo o instalar un transformador nuevo en la subestación. La PNG también puede deberse a la falta de apoyo externo, en cuyo caso sería necesario reforzar la red de apoyo externa en Media Tensión y en casos de valores elevados de PNG incluso la construcción de nuevas subestaciones. Los criterios de fallo múltiple como por ejemplo el criterio (n-2) no son de aplicación tradicional en distribución, por considerarlos de muy baja probabilidad de ocurrencia. Incluso en transporte dicho criterio está acotado a una serie de contingencias muy concretas. En caso de aplicarse en distribución sería para situaciones puntuales y concretas de elevado riesgo, como por ejemplo el fallo de un doble circuito en Alta Tensión, por la misma zanja o por los
mismos
apoyos,
que
sirve
de
alimentación
a
una
subestación
transformadora, de la que por ejemplo a su vez depende en exclusiva la alimentación de una zona. 3.2.4 Priorización de criterios de fiabilidad Se indica a continuación un criterio de priorización para la resolución de problemas en la red: • Resolución de sobrecargas en régimen de explotación normal en transformadores, ordenado de mayor a menor por nivel de sobrecarga. • Resolución de sobrecargas en régimen de explotación normal en líneas, ordenado de mayor a menor por nivel de sobrecarga. • Resolución de zonas con tensiones antirreglamentarias, ordenado por porcentaje de variación de tensión. • Resolución de municipios con incumplimiento de calidad zonal durante dos o más años. • Resolución de municipios con incumplimiento de calidad zonal durante el último año. • Resolución de PNGs de transformadores de potencia aplicando criterio (n-1), ordenado de mayor a menor por valor de PNG. Dentro de estos valores de PNG se podrían hacer diferentes niveles de agrupación, por ejemplo entre subestaciones de interior y subestaciones de intemperie: Página | 39
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-
PNG de transformador en subestación de intemperie, con alimentación en MAT o AT de intemperie. Se podría suponer como criterio que no es necesaria la resolución de los valores de PNG por debajo de un determinado valor, ya que se supone la posibilidad de instalación de equipos móviles de emergencia (subestaciones móviles). En las subestaciones de intemperie se podría suponer que es factible la instalación de dichos equipos, porque haya espacio físico preparado en la instalación y porque el transporte del equipo móvil de emergencia y las conexiones a la red aérea de MAT ó AT para alimentación del transformador móvil se pueden realizar con relativa rapidez.
-
PNG de transformador en subestaciones de interior, con alimentación en MAT o AT subterránea. En este caso se podría suponer que es necesario resolver todos los valores de PNG ya que en las subestaciones de interior, especialmente las que se encuentran en núcleos urbanos, puede que no exista el espacio necesario para la instalación del equipo móvil de emergencia ni dentro ni fuera de la instalación, además de ser necesario tiempos superiores para las conexiones a la red subterránea de MAT ó AT para alimentación del transformador.
• Resolución de PNGs de líneas aplicando criterio (n-1), ordenado de mayor a menor por valor de PNG. Dentro de estos valores de PNG se podrían hacer diferentes niveles de agrupación, por ejemplo en función del tipo de zona de suministro: -
PNG de línea en zonas urbanas y semiurbanas. Se podría suponer como criterio que es necesario resolver todos los valores de PNG, por lo tanto no se admitirían antenas bajo ningún concepto, y todos los centros deberían estar anillados y en líneas con apoyo suficiente. En el caso de semiurbanas podría admitirse como valor de PNG máxima el valor de la potencia de un centro de transformación, que podría resolverse de forma relativamente
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rápida mediante la instalación de un grupo electrógeno conectado a la red de BT del centro. -
PNG de línea en zonas rurales. En este caso se podría suponer que se admiten valores de PNG en zonas con dificultad para anillar y reforzar la red o donde no se justifique económicamente, siempre y cuando esos valores estén asociados a líneas aéreas, cuyos tiempos de resolución de incidencias son más bajos que el subterráneo, y el mercado pueda ser recuperado mediante un número no elevado de grupos electrógenos. Por ejemplo, en zonas rurales serían valores típicos admisibles de antenas 2.000 ó 3.000 kVA de potencia instalada.
Si bien podría planificarse las redes de distribución para cumplir criterios de fiabilidad más estrictos, esto debe ser estudiado y valorado económicamente para evaluar la viabilidad del cumplimiento de los mismos con los niveles de retribución actualmente reconocidos. En la siguiente tabla se resume la priorización anterior: Criterio
Aplicación
Valor
Transformadores
%Sobrecarga
Líneas
%Sobrecarga
Caídas de tensión
Nudos de la red
%Caída de tensión
Incumplimientos
Municipios
Percentil 80 TIEPI
Transformadores
PNG (MW)
Líneas
PNG (MW)
Sobrecargas
PNG (n-1) PNG (n-2)
Casos ejemplo:
puntuales Líneas
(Por
PNG (MW)
Doble
Circuito críticas) Tabla 6. Priorización de criterios de fiabilidad red de distribución
Si a los valores de PNG anteriores se les aplicara además criterios probabilísticos se obtendrían valores de Energía No Suministrada (ENS), que mejorarían la metodología para realizar la priorización. Estos criterios probabilísticos son principalmente la tasa de fallos de los elementos y el tiempo para la resolución de la incidencia: Página | 41
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• Tasa de fallos anual de cada uno de los elementos que forman la red, y para los que se realiza el análisis, que podrían ser valores reales de tasa de fallos de cada elemento basado en el histórico de incidencias (lo que en la práctica resulta muy complejo de procesar debido a la gran cantidad de datos y a la extensión de la red de distribución) o de forma simplificada valores de tasa de fallo medios históricos por tipo de instalación como por ejemplo: Tasa de fallo de Centros de transformación = nº fallos/año/CT Tasa de fallo de Líneas Aéreas = nº fallos/año/km línea aérea Tasa de fallo de Líneas Subterráneas = nº fallos/año/km línea subterránea • Tiempos de reposición del servicio, que sería la suma de los siguientes tiempos: -
tiempo del desplazamiento de la brigada de operación local hasta el mercado afectado,
-
tiempo para realizar las maniobras necesarias para localizar y aislar la avería,
-
tiempo para la reparación de la misma y por lo tanto el restablecimiento del servicio.
El tiempo de reposición del servicio en cada caso es una función compleja dependiente de factores como la distancia de la brigada de operación local al punto de la avería o existencia de telemandos que reducen los tiempos de localización de averías. Por lo tanto, para obtener valores que se aproximen a la realidad de los tiempos de reposición sería necesario disponer de la topología de la red y simular para cada incidencia el tiempo reposición esperado. Esto en la práctica es de gran complejidad y requiere de herramientas de simulación avanzada, aunque para hacer un análisis más simplificado se podrían suponer unos tiempos medios, en base al histórico de tiempos de resolución de incidencias.
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3.3 Desarrollo de la red de distribución El diseño de las nuevas redes de distribución debe hacerse con el objeto de cumplir con los criterios de fiabilidad de la red de distribución y con el objetivo último de satisfacer la demanda cumpliendo los criterios de seguridad y calidad de suministro establecidos reglamentariamente. Un condicionante para el desarrollo de una arquitectura determinada de las redes de distribución es la propia arquitectura de la red existente, ya que dichas redes pueden tener décadas y ser por lo tanto el resultado de unos criterios de planificación diferentes a los de aplicados en la actualidad. Un ejemplo sería el de las subestaciones de reparto que se alimentan de la red existente en Alta Tensión (por ejemplo 45 kV ó 66 kV) mediante un esquema en doble derivación (esquema en H). En este caso, los sucesivos soterramientos de dichas redes, por eliminación de tendidos aéreos o por nuevos desarrollos urbanísticos, obligan a ir desplazando los nudos en derivación de red aérea o a llevar a cabo soluciones de soterramiento muy costosas para mantener dichas derivaciones (por ejemplo centros de maniobra en Alta Tensión). En una situación así sería una mejor solución convertir los esquemas en H en esquemas en entrada-salida, que facilitarían dichos soterramientos. El principal inconveniente de esta solución es que requiere una modificación del esquema, el control y las protecciones de todas las subestaciones de reparto, con un coste económico importante. Los criterios de arquitectura de la red de distribución se pueden agrupar en los siguientes apartados: • Configuración de subestaciones • Redes de Muy Alta Tensión • Redes de Alta Tensión • Redes de Media Tensión
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A continuación se profundiza en las arquitecturas más típicas de subestaciones y redes de Media Tensión, que serán las que se analicen posteriormente desde el punto de vista de los nuevos requerimientos de las leyes autonómicas de garantía de suministro. 3.3.1 Configuración de las subestaciones de distribución Los
esquemas
y
configuraciones
normalizadas
de
las
nuevas
subestaciones dependen de la elección de una serie de características: • Salto de tensión en el nivel de transformación (MAT/AT, MAT/MT o AT/MT). Las transformaciones directas del nivel de MAT al de MT (por ejemplo 220/20 kV ó 132/20 kV) se aplican en zonas de elevada densidad de carga, principalmente zonas urbanas. Las transformaciones desde el nivel de reparto de AT al de MT (por ejemplo 66/20 kV) se aplican en zonas de más baja densidad y dispersión de la carga como son zonas semiurbanas y rurales. • Número de transformadores y potencia de transformación. Para nuevas subestaciones se recomienda no concentrar una elevada potencia de transformación en una única subestación, en especial en aquellas que sean completamente encerradas en edificio y que pueden tener mayor riesgo de que un incidente pueda afectar a toda la subestación. • Grupo de conexión de los transformadores, que debe permitir el acoplamiento de la red aunque la explotación sea radial. • Sistema de MAT o AT: -
Tipo de embarrado (Simple Barra o Doble Barra)
-
Aislamiento (Intemperie o en edificio con aislamiento en SF6)
-
Número de posiciones y funciones (posiciones de línea, de transformador y enlace de barras)
Los esquemas de MAT serán por lo general en doble barra, que permite una operación más flexible para el reparto de cargas, pasando líneas y transformadores de una barra a otra según necesidades de la explotación. Página | 44
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Los
esquemas
en
AT
con
un
número
máximo
de
dos
transformadores serán por lo general del tipo H o esquema en entradasalida. • Sistema de MT: -
Tipo de embarrado (Simple barra partida o Doble Barra)
-
Aislamiento (por lo general todos los nuevos sistemas de MT son en edificio con aislamiento en SF6)
-
Número de posiciones (posiciones de línea, de transformador, de enlace de barras, servicios auxiliares y batería de condensadores)
Los esquemas de MT pueden ser en simple barra o en doble barra. Los más flexibles son los de doble barra, especialmente cuando el número de transformadores es mayor de dos, ya que permiten repartir cargas entre transformadores tanto en régimen de explotación normal como ante incidencia de un transformador. • Compensación de reactiva (instalación de baterías de condensadores) En la actualidad, debido a los condicionantes sociales, medioambientales y urbanísticos, la mayoría de las subestaciones se construyen en interior, con aparamenta de aislamiento en SF6. Los transformadores pueden ir en exterior o también dentro de edificio, esto último es de aplicación especialmente al caso de integración de subestaciones zonas urbanas. Todas las subestaciones deben ser además telecontroladas y telemandadas en todos sus niveles de tensión. En las figuras siguientes se representan los tres esquemas básicos de subestación mencionados: doble barra, H y entrada-salida.
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Ilustración 4. Subestación con esquema de doble barra
Ilustración 5. Subestación con esquema en H
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Ilustración 6. Subestación con esquema en entrada-salida
Los criterios de fiabilidad que aplican en el diseño de subestaciones son: • Nivel de carga admisible. Sería el nivel máximo de carga admisible en la transformación, inferior a la potencia nominal con el fin de tener margen de reserva para crecimiento de demanda y apoyos ante incidentes. Aunque podría establecerse un valor concreto como criterio general de % de carga, por ejemplo el 70%, resulta en la práctica más apropiado para cada subestación el análisis de flujos de carga teniendo en cuenta la topología de la red de MT y los apoyos reales existentes. • Fallo de transformador (n-1), cuyo resultado será un valor de Potencia No Garantizada. Como ya se ha indicado en función de dicho valor de PNG, de la criticidad de la carga (por ejemplo grandes núcleos de población) y del tipo de subestación (interior o intemperie), la decisión de desarrollo de red podrá ser la construcción de una nueva subestación, ampliación de potencia en la existente o uso de equipos móviles de emergencia. Página | 47
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• Fallo de alimentación a la subestación (n-2). Debe procurarse que si la alimentación a la subestación en MAT o AT es subterránea los cables vayan por canalizaciones diferentes. Como ya se ha indicado, en la planificación de la red de distribución no se consideran tradicionalmente fallos múltiples del tipo (n-x). Este criterio introducido por los nuevos requerimientos de las legislaciones autonómicas y sus consecuencias en el diseño de subestaciones será analizado más adelante. 3.3.2 Configuración de la red de Media Tensión La configuración para el diseño y desarrollo de las redes de distribución depende principalmente del tipo de zona: rural o urbana. 3.3.2.1 Red de Media Tensión rural Las redes rurales se encuentran en zonas con mayor dispersión geográfica de la carga, por lo general municipios del tipo rural concentrado y rural disperso, en los que la alimentación de la demanda se realiza principalmente mediante líneas aéreas de elevada longitud. Esta red se subdivide además en dos tipos distintos de líneas: • Línea principal • Línea derivada
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Línea principal
Línea derivada
Ilustración 7. Red de MT en zona rural
La línea principal es la formada por los tramos de línea que van desde la cabecera del interruptor hasta el elemento de seccionamiento de apoyo, sin considerar las derivaciones. Las líneas derivadas son los ramales que tienen origen y se alimentan desde la línea principal. La capacidad de la línea principal debe mantenerse a lo largo de todo el recorrido, evitando desarrollos que pueden ver disminuida dicha sección, como por ejemplo soterramientos de líneas con secciones de cable subterráneo que tengan
una
capacidad
equivalente
al
aéreo
inferior.
Además
estos
soterramientos no podrán realizarse en líneas en antena, sin plantear previamente una solución de anillado, puesto que se incrementarían los tiempos de reposición en averías, pudiendo desembocar en incumplimientos de calidad de suministro si la línea continúa en antena.
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Respecto a la capacidad de las líneas, se deben definir las secciones normalizadas de los cables para las líneas que deben instalarse en los nuevos desarrollos de red, ya sean aéreas o subterráneas. Además, en el caso de líneas aéreas se debe definir como criterio de proyecto la temperatura de diseño, debido a su gran influencia en la capacidad máxima de las líneas. Las líneas principales deben ser anilladas con explotación radial. En el caso de líneas principales en antena es deseable el anillado de dichas redes, especialmente si los tiempos de reposición ante averías y los índices de calidad de suministro pueden superar los límites reglamentarios. En el desarrollo de redes rurales debe tenerse en cuenta que la construcción de nuevas líneas aéreas puede resultar inviable, por encontrarse en zonas que pueden tener algún tipo de protección medioambiental. Los desarrollos más viables en zonas rurales son: • la reforma de línea aérea de simple circuito a doble circuito, esto tiene la ventaja de que ya existe una afección por la traza de la línea existente, por lo que el impacto medioambiental es mucho menor que el de una nueva línea aérea existente. • nueva líneas subterráneas, tienen la ventaja de tener un impacto medioambiental mínimo con respecto a las líneas aéreas, pero su desarrollo puede verse complicado por la necesidad de definir una traza por vías consolidadas que permitan una fácil localización del cable en caso de avería. Además debe tenerse en cuenta que en algunas Comunidades Autónomas no es posible ejecutar líneas aéreas en suelo urbano o urbanizable (Decreto 131/1997 de la CM, ver si hay algo más nuevo o en otras comunidades), por lo que las líneas subterráneas serán de carácter obligatorio en los cascos urbanos de los municipios, por muy rurales que sean. Los parámetros de fiabilidad que aplican en el diseño de redes rurales son: • Nivel de carga admisible. El nivel de carga admisible para cada línea viene definido como máximo por el valor nominal de los cables, que no Página | 50
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debe superarse en ningún caso en régimen normal de explotación. Además el nivel máximo admisible en caso de apoyo a otras líneas tampoco deberá superar el valor nominal más un factor de sobrecarga transitoria admisible. En la práctica, la carga máxima que puede llevar la línea en régimen de explotación normal será la que permita dejar margen de reserva para el apoyo del resto de las líneas. No resulta apropiado la aplicación de un criterio general para dicha carga máxima, siendo mucho más exacto el análisis de flujo de cargas con la topología de la red, que tiene en cuenta para cada línea los apoyos que existen. • Control de tensiones. En este tipo de redes con líneas de elevada longitud pueden darse situaciones de bajas tensiones en régimen de explotación normal o en funcionamiento de apoyo. La resolución transitoria de las tensiones antirreglamentarias puede darse con el uso de equipos reguladores de tensión, mientras se realizan los refuerzos de red que solucionan de manera definitiva esa situación. • PNG de líneas (n-1), en redes rurales se podría admitir un valor máximo de PNG admisible en líneas con alimentación aérea, ya que los tiempos de reposición en este tipo de líneas es muy inferior al necesario en la avería de un cable subterráneo. • Tiempos de reposición. En líneas de longitud elevada es necesario disponer de elementos de maniobra intermedios que permitan en caso de incidente reducir los tiempos necesarios para partir la línea, localizar la avería y reponer. Como mínimo debe preverse la instalación de seccionadores en puntos accesibles para maniobra de operación local, pero existen otros elementos de maniobra telemandados con funciones que permiten discriminar en algunos casos su origen: -
Reconectadores (REC). Su funcionamiento es equivalente al de un
interruptor
automático
telemandado.
Se
colocan
en
derivaciones importantes de la línea principal, coordinados con el interruptor de cabecera en subestación, de forma que si un ramal es el origen de la avería el interruptor automático colocado en la derivación desconectaría el ramal en el primer ciclo de reenganche, no afectando al resto de la línea. Página | 51
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-
Órganos de Corte en Red (OCR). Su funcionamiento es equivalente al de un ruptor telemandado. Se colocan en línea principal en puntos intermedios con el fin de maniobrar las líneas mediante elementos telemandados.
-
Seccionalizadores. Su funcionamiento es el de un detector de paso de falta con capacidad de seccionamiento. Se colocan en derivaciones de la línea principal en función de la potencia y la longitud de la misma, que son bastante inferiores a las que aplican en el caso de Reconectadores.
-
Centros de maniobra. Son las instalaciones más completas de telemando ya que permiten disponer en un mismo punto de varias funciones de ruptor y de interruptor automático, por lo que su instalación es preferible a la de los REC y OCRs por separado, aunque tienen como inconveniente la necesidad de ubicar una nueva envolvente de centro en el caso de que no pueda aprovecharse la de uno existente. Dichos centros de maniobra suelen instalarse en puntos de derivación de la línea principal o en puntos de la línea principal en que interese partir la carga. Para una mejor elección de los puntos donde ubicar dichos centros de maniobra deben tenerse en cuenta criterios de mejora de calidad de suministro (TIEPI y Energía No Suministrada Mejorada).
3.3.2.2 Red de Media Tensión urbana Las redes urbanas se encuentran en zonas con elevada densidad de carga, que se corresponden principalmente con municipios urbanos, en las que la alimentación de la demanda se realiza mediante cables subterráneos. En los municipios semiurbanos suele darse una combinación de red urbana, para el núcleo de población consolidado, y red rural de tipo aéreo, para las líneas de alimentación existentes. Las redes de MT urbanas deben ser anilladas pero con explotación radial, de forma que siempre tengan posibilidad de ser apoyadas desde otra línea.
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En este tipo de redes todas las instalaciones, ya sean centros de transformación de empresa o centros de cliente, se conectan en entrada-salida de la red de MT. Las redes en las zonas urbanas, especialmente en las grandes ciudades, tienen diseños heredados de diferentes criterios de planificación y desarrollo de red a lo largo de los años, en algunos casos décadas, por lo que podemos encontrar en una misma zona diferentes arquitecturas de distribución interrelacionadas, instalaciones telemandadas de naturaleza diferente y secciones nominales y tipos de cable muy heterogéneos (por ejemplo para cables de Aluminio se podrían encontrar secciones de Al95, Al150, Al240 y Al400, conviviendo con otros cable de Cobre de secciones Cu50, Cu95, Cu200, etc.). En el caso de cables es importante definir las secciones normalizadas para realizar los nuevos desarrollos y la renovación. La obtención de licencias para el desarrollo de red en zonas urbanas con protección de pavimento está limitada con el fin de evitar abrir calles cada poco tiempo, por lo que los cables que se construyan deben hacerse con un objetivo de capacidad a largo plazo. Otro aspecto a tener en cuenta es el crecimiento de la demanda debido a los cambios en los hábitos de consumo (mayor uso de electrodomésticos, aire acondicionado, etc) y las solicitaciones de estos cables para cumplir con los criterios de fiabilidad. Por ejemplo no tendría sentido seguir utilizando cables de Al150 sino secciones mayores, por ejemplo Al240 ó Al400. En general, el esquema de diseño de redes en zonas urbanas se basa en dos filosofías: Centro de Reflexión o Centro de Reparto, aunque en la realidad pueden verse ambas representadas e interrelacionadas entre sí en la red de una misma zona. a) Diseño mediante Centro de Reflexión y circuito de apoyo En el esquema básico de este tipo de diseño, los circuitos distribuidores, que van haciendo entrada-salida en los centros de transformación, salen de
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una subestación y cierran contra la barra de una instalación telemandada denominada Centro de Reflexión (CX).
Ilustración 8. Esquema básico de CX
A este CX llega además un cable sin carga desde la subestación, que por lo tanto no tiene centros de transformación conectados, y que actúa como circuito de apoyo a los demás circuitos distribuidores. Un criterio básico de diseño para mejorar la fiabilidad de este esquema es que los circuitos que van a una misma barra del CX se repartan entre los diferentes transformadores de la subestación. En régimen de explotación normal los circuitos distribuidores estarán alimentados desde subestación y abiertos en el CX. El cable de apoyo estará energizado desde la subestación hasta el CX, preparado para tener que socorrer al fallo de un distribuidor.
1 ST
2
CX
Circuito de Apoyo
Ilustración 9. Esquema de red de MT con CX en explotación normal
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En caso de incidencia de un circuito distribuidor, suponiendo que en el peor de los casos se diera en el primer tramo de salida de subestación, una vez aislado el tramo de la avería se podría reponer todo el circuito distribuidor desde el CX alimentado por el circuito de apoyo.
1 ST
2
CX
Circuito de Apoyo
Ilustración 10. Esquema de red de MT con CX ante el fallo del circuito 1 en salida de ST
Según esto, los centros reflejos no necesitarían que sus posiciones fueran de interruptor automático, puesto que tanto en funcionamiento estable como ante el fallo de un distribuidor la protección que actuaría sería la de la posición de salida de MT de la subestación. Este esquema, combinado con la instalación de centros telemandados en uno o varios puntos intermedios del circuito distribuidor, da tiempos de reposición bastante bajos ante el fallo de circuitos distribuidores. Si además el cable de apoyo se diseñara con una mayor capacidad que los distribuidores, se podría alimentar a más de un circuito distribuidor desde el circuito de apoyo de forma temporal, especialmente ante incidencias más graves como el fallo de un transformador. A partir de este diseño se pueden realizar otros más complejos: -
Centros de reflexión que comparten un mismo circuito de apoyo
-
Centro de reflexión con cable de apoyo desde distintas subestaciones
b) Diseño mediante Centro de Reparto y circuitos alimentadores
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En el esquema básico de este tipo de diseño, los circuitos distribuidores se alimentan desde una instalación telemandada denominada Centro de Reparto (CR), que a su vez se alimenta desde la subestación a través de uno o varios circuitos denominados alimentadores. Los alimentadores son cables de capacidad muy superior a la de los circuitos distribuidores y no deben tener ningún centro de transformación conectado, es decir, deben ir limpios desde subestación hasta el CR para disponer así de toda su capacidad en caso de ser necesario. El CR funciona por lo tanto como una extensión de las barras de la subestación. A su vez el CR puede llegar a tener tantas barras como circuitos alimentadores. Estas barras se unen mediante un interruptor de enlace de barras y de cada barra salen los circuitos distribuidores. Un criterio básico de diseño para mejorar la fiabilidad es que los circuitos alimentadores que provienen de una misma subestación y llegan a distintas barras de un mismo centro de reparto procedan de transformadores diferentes. En la figura siguiente se indica un esquema básico de un CR de tres barras:
Ilustración 11. Esquema básico de un CR con tres barras
En funcionamiento normal, cada circuito alimentador suministrará la carga desde la subestación a una barra del CR y a su vez a los circuitos distribuidores que estén conectados a esa barra. Cada circuito distribuidor cerrará a su vez contra otra barra del mismo CR, o contra uno o varios CRs diferentes si el circuito se ha ramificado. El distribuidor estará además abierto Página | 56
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en algún punto para que la operación sea radial. A continuación se indica el esquema básico con un centro de reparto y dos circuitos alimentadores desde la subestación de reparto STR 3:
Ilustración 12. Esquema de red de MT con un CR en explotación normal
Partiendo del ejemplo anterior, en caso de fallo de un circuito alimentador dispararía la protección en la posición de subestación y la barra del CR alimentada por este circuito se quedaría sin servicio. Entonces se cerraría el interruptor de acoplamiento del CR y se alimentaría la carga desde el otro circuito alimentador suponiendo que el margen de reserva sea suficiente. Esto supone un tiempo de reposición ante este tipo de incidencias muy corto ya que todas las maniobras realizadas son telemandadas. En la Ilustración siguiente se refleja el esquema de operación ante el fallo del alimentador de la STR 3 a la barra B1 del CR.
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Ilustración 13. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un alimentador
Partiendo del mismo ejemplo, en caso de fallo de uno de las salidas de circuitos distribuidores, se repondría cerrando el punto de maniobra intermedio que lo anilla con otro distribuidor. En la Ilustración siguiente se refleja el esquema de operación ante el fallo de un circuito distribuidor que está conectado a la barra B1 del CR.
Ilustración 14. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un circuito distribuidor
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Como consecuencia de lo anterior, en el CR las posiciones de salida hacia los circuitos distribuidores deben ser interruptores automáticos coordinados con los interruptores de cabecera de subestación, con el fin de que la selectividad de protecciones haga disparar sólo el circuito distribuidor con la falta y no el de cabecera que desconectaría el resto de distribuidores de esa barra. A partir de este diseño básico se realizan otros muchos. Por simplificación y para dar una idea del grado de complejidad que pueden llegar a tener se indican los dos siguientes: -
Esquema con dos centros de reparto alimentados desde subestaciones diferentes.
-
Esquema con tres centros de reparto alimentados desde subestaciones diferentes y ramificaciones entre distribuidores.
En las figuras siguientes se representan básicamente ambos esquemas:
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Ilustración 15. Esquema de red de MT con dos Centros de Reparto
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Ilustración 16. Esquema de red de MT con tres Centros de Reparto
A continuación se comparan algunos aspectos de ambas filosofías de diseño: • Los centros reflejos son más económicos ya que las posiciones son de ruptor y no de interruptor automático como es el caso de los CRs. El coste de un CR sería superior al doble del coste de un CX para un mismo número de salidas de circuitos distribuidores. • Las redes diseñadas con CX son de estructura más sencilla que las de CR, que pueden tener un grado de anillado que obligue al operador a tener un conocimiento aún mayor de las interconexiones que tiene cada zona, a nivel de alimentadores y de circuitos distribuidores entre sí. Página | 61
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• Las redes con centros de reparto permiten trasvases de potencia mayores debido a la red de alimentadores de elevada capacidad procedentes de subestaciones diferentes. Esta estructura hace que ante criterios más estrictos de fallo múltiple se puedan esperar valores inferiores de PNG que en el caso de redes con centros reflejos. En cuanto a los parámetros de fiabilidad que aplican en el diseño de redes urbanas son los siguientes: • Nivel de carga admisible. Aplica lo indicado para redes rurales. • PNG de líneas (n-1). En redes urbanas no es recomendable admitir valores de PNG en líneas que sean distintos de cero. De permitirse un valor de PNG máximo este debería ser el de la carga de un centro de transformación
que
pudiera
suministrarse
mediante
un
grupo
electrógeno. • PNG de transformador (n-1). El desarrollo de la red de MT influye en la capacidad de apoyo externo ante el fallo de transformación. Aunque la solución de PNGs de transformador suele darse por incremento de potencia en subestaciones, puede ocurrir en algún caso que con inversiones menos costosas en la red de MT se resuelva la PNG, por lo que debe tenerse en cuenta. • Tiempos de reposición. En las redes urbanas los tiempos para resolución de incidencias se elevan con respecto a redes rurales debido a que el tiempo de reparación de averías de los cables subterráneos es superior. Esto, unido a que los requerimientos de TIEPI en estas zonas son inferiores, hace que se incremente la necesidad de instalar puntos telemandados. La elección de los puntos de telemando debe hacerse en base a criterios de mejora en la calidad de suministro (mejora de TIEPI y Energía No Suministrada). Aunque sería deseable aplicar criterios de fiabilidad más estrictos en el caso de las zonas urbanas, que contemplen fallos múltiples, esto no debe hacerse sin previamente evaluar el sobrecoste introducido por esos
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requerimientos, que debería ser reconocido dentro de la retribución de la distribución para que la aplicación de dichos criterios sea viable.
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4. CONTENIDO DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID 4.1 Antecedentes En los grandes núcleos de población las subestaciones de distribución se encuentran integradas dentro de las áreas metropolitanas y, debido a la gran densidad de carga y a la dificultad para construir nuevas subestaciones, tienen por lo general una elevada potencia de transformación concentrada. Por ello, un incidente de importancia en una de estas subestaciones urbanas que origine la indisponibilidad de la instalación dará lugar a una pérdida importante de mercado, que debe reponerse desde el resto de las subestaciones colindantes, con la limitación que tenga la red no afectada, y el resto desde equipos auxiliares, como por ejemplo grupos electrógenos o subestaciones móviles. La interrupción del servicio que se produce, especialmente si es de varias horas, suele tener un gran impacto social y económico, además de un seguimiento por parte de las Autoridades y los medios de comunicación, pudiendo incluso dar lugar a sanciones a las empresas distribuidoras. Si además el incidente va acompañado de un incendio en la instalación la alarma social que se genera es lógicamente es mayor. En los últimos años se produjeron una serie de incidentes de este tipo en el centro de Madrid que afectaron al suministro eléctrico de un elevado número de clientes. Debido a la magnitud de estos incidentes, relacionados con incendios en subestaciones transformadoras, los tiempos necesarios para la reposición del suministro fueron muy superiores al de incidentes más normales. Varios ejemplos de incidentes graves son el del verano del año 2004, en el que se produjo un incendio en la subestación de Mediodía de Unión Fenosa situada en el Paseo del Prado en Madrid, que dejó sin suministro a miles de clientes de la zona centro de Madrid, entre ellos, al Congreso, al Banco de España o a la Bolsa.
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Otro ejemplo es el del verano del 2006 en el que se produjo un incendio en la subestación de Arguelles de Iberdrola situada en la calle del Buen Suceso que dejó sin suministro a miles de clientes de los distritos Argüelles, Moncloa, Chamberí y Universidad. En ambos casos se movilizaron gran cantidad de recursos por parte de los servicios de emergencias y de las propias empresas, tanto en medios humanos como materiales, con el fin de sofocar el incendio, restablecer el mercado por fases, reparar las instalaciones averiadas y normalizar el servicio. Es en este marco donde la Comunidad de Madrid inicia el desarrollo de una reglamentación que regula una serie de requerimientos superiores en materia de garantía de suministro, culminando en la aprobación de la siguiente normativa: • Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía de suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid, • Ley 4/2007, de 13 de diciembre, por la que se modifica la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid, adaptándola a la Ley Estatal 17/2007, de 4 de julio • Decreto 19/2008, de 13 de marzo, por el que se desarrolla la Ley 2/2007. 4.2 Objeto El Decreto 19/2008 desarrolla el contenido de la Ley 2/2007 y regula una serie de medidas y procedimientos concretos destinados a: • detectar posibles problemas estructurales, presentes y futuros, en la red de distribución; • corregir dichos problemas acometiendo las inversiones necesarias; • evitar en lo posible que se produzca una incidencia de tipo eléctrico; • garantizar que las empresas distribuidoras cuenten con los medios materiales y humanos necesarios para afrontar dicha incidencia en caso de que esta tenga lugar y para hacerlo en un tiempo máximo adecuado. Página | 65
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El Decreto establece la obligación de que las empresas distribuidoras presenten todos los años un Programa periódico de medios humanos y materiales e inversiones en el que se describan las actuaciones que vayan a acometer en el conjunto de la red de distribución de energía eléctrica existente en la Comunidad de Madrid, haciendo especial referencia a las medidas adoptadas para garantizar el suministro eléctrico en caso de que se produzcan incidencias de importancia en la misma. En este sentido, se fijan unos tiempos máximos para atender cualquier incidencia en la red, reponer y normalizar el servicio, estableciendo además unos equipos auxiliares mínimos de los que deben disponer para poder afrontar cualquier situación de este tipo. Además el Decreto incluye una serie de criterios a tener en cuenta a la hora de diseñar tanto las redes de distribución como las propias subestaciones, con el objetivo de garantizar la cobertura de todo el mercado en condiciones excepcionales de explotación derivadas de puntas de demanda o de la existencia de una incidencia de importancia en la red, así como la rápida sustitución o refuerzo de una subestación por equipos auxiliares en caso de que esta se produzca. Según la Ley 2/2007 y la Ley 4/2007, el incumplimiento de lo establecido por las mismas y el Decreto 19/2008 que la desarrolla puede dar lugar a la aplicación de sanciones a las empresas distribuidoras que pueden alcanzar en el caso de infracción muy grave valores de hasta 30 mill€. Como ya se ha indicado al principio de esta tesis, aunque sería deseable introducir criterios de garantía superiores como los anteriormente mencionados, el sobrecoste en el que incurre el sistema de distribución para hacer frente a estas situaciones excepcionales no está reconocido dentro de la retribución de la actividad de la distribución y más concretamente en el incentivo de calidad introducido por el RD 222/2008, por lo que su aplicación práctica puede resultar inviable económicamente para las empresas distribuidoras si no resuelve la remuneración de estas inversiones.
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4.3 Ámbito de aplicación El ámbito de aplicación de la normativa de la Comunidad de Madrid es el siguiente: • Instalaciones
de
distribución
de
energía
eléctrica,
efectuada
íntegramente en el territorio de la Comunidad Autónoma. • Instalaciones de transporte secundario que sean competencia de la Comunidad Autónoma según la Ley 17/2007. Las instalaciones de transporte secundario fueron incluidas en esta normativa en la Ley 4/2007 por la que se modifica la Ley 2/2007, que de forma explícita indica lo siguiente: “Se modifican el artículo 5; el artículo 6, el artículo 12; el apartado 1 del artículo 13 y el apartado 2 del artículo 16, en los siguientes términos: Donde dice «empresa distribuidora», deberá decir «empresa distribuidora y transportista».” Además se modifica la redacción de los apartados 2 y 3. Estos artículos de la Ley 2/2007 en los que se incluye la responsabilidad de las empresas transportistas son los relacionados con la obligación de garantía de suministro, medios materiales y personales, calidad de suministro, mantenimiento e incidencias causadas por terceros. Por lo tanto es importante destacar que la Ley 2/2007 afecta no sólo a las empresas
distribuidoras
sino
en
algunos
aspectos
a
las
empresas
transportistas en las redes de transporte secundario dentro del ámbito de la Comunidad Autónoma. Sin embargo, en el .desarrollo del Decreto 19/2008, los requerimientos específicos
mencionados
se
refieren
principalmente
distribuidoras.
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a
las
empresas
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4.4 Justificación de la competencia en materia de regulación por parte de las comunidades autónomas La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, tiene por objeto la regulación, con carácter básico, del sector eléctrico, como servicio esencial, con el objetivo de garantizar el suministro eléctrico, la calidad de dicho suministro y, en los términos previstos en la parte expositiva de dicha norma, su realización al menor coste posible. De conformidad con la regulación básica del sector eléctrico, se reconoce la competencia de las Comunidades Autónomas para el desarrollo legislativo, reglamentario y de ejecución de dicha normativa, se trata por ello de un supuesto de competencias compartidas entre el Estado y las Comunidades Autónomas. La propia Ley 54/1997, de 27 de noviembre, reconoce a las Comunidades Autónomas, de acuerdo con sus respectivos Estatutos, competencias específicas como son las de autorizar, impartir instrucciones relativas a la ampliación, mejora y adaptación de las redes e instalaciones eléctricas de transporte o distribución de su competencia, para la adecuada prestación del servicio de inspección, en las instalaciones, las condiciones técnicas y, en su caso, económicas de las empresas titulares de las instalaciones, y el cumplimiento de las condiciones establecidas en las autorizaciones otorgadas. En el caso concreto de la Comunidad de Madrid, el artículo 26.3.1.3 del Estatuto de Autonomía de la Comunidad de Madrid, aprobado por la Ley Orgánica 3/1983, de 25 de febrero, atribuye a la Comunidad de Madrid la competencia exclusiva en materia de industria. Así mismo el artículo 26.1.1.11 del Estatuto de Autonomía establece la competencia exclusiva de la Comunidad de Madrid en materia de "instalación de producción, distribución y transporte de cualesquiera energías, cuando el transporte no salga de su territorio y su aprovechamiento no afecte a otra Comunidad". Por lo tanto, por ser la distribución una actividad regulada a nivel estatal, aunque las Comunidades Autónomas pueden regular en materia de garantía en la prestación del servicio eléctrico, los requerimientos que se introduzcan no Página | 68
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pueden ser superiores a los establecidos por la normativa estatal sin que esto se refleje en la retribución de la distribución. 4.5 Definiciones Dentro del Artículo 4 de la Ley 2/2007 se establecen las siguientes definiciones que son importantes para comprender los conceptos que más adelante se manejan. En cuanto a conceptos relacionados con la interrupción del suministro eléctrico define los siguientes conceptos: • Incidencia: Todo evento, y sus consecuencias asociadas, originado en los sistemas de Generación, Transporte o Distribución de energía eléctrica, que sea causa de una o varias interrupciones imprevistas de suministro
con
instalaciones
afectadas
relacionadas
temporal
y
eléctricamente. • Interrupción de la alimentación: Condición en la que la tensión en los puntos de suministro no supera el 10 por 100 de la tensión declarada. • Suministro regular de energía: Tras una incidencia, se entenderá que se ha conseguido un suministro regular de energía eléctrica del mercado afectado por esta si una vez alcanzada la tensión de suministro declarada, la energía eléctrica suministrada cumple los criterios de calidad legalmente establecidos de forma continuada durante, al menos, veinticuatro horas. En el Artículo 3 del Decreto 19/2008 se definen además los siguientes parámetros
de
tiempos
relacionados
con
cada
incidencia
registrada,
parámetros que deben ser incluidos dentro del Registro de Incidencias de las empresas distribuidoras, que se pone a disposición de la Administración competente en materia de energía de cada Comunidad Autónoma: • Tiempo transcurrido hasta la atención de una incidencia: Tiempo transcurrido desde que la empresa distribuidora tiene conocimiento de una incidencia hasta que esta activa los medios humanos y materiales para subsanarla. En caso de que la primera maniobra de reposición de Página | 69
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la incidencia requiera la realización de una actuación material no telemandada, la incidencia no se considerará atendida hasta que el personal encargado de llevar a cabo las actuaciones o reparaciones manuales no se encuentre físicamente en el lugar donde estas deban ser realizadas. • Tiempo de reposición del servicio: Tiempo transcurrido desde que ocurre una incidencia hasta que se repone totalmente el servicio al mercado principal atendido por una subestación afectada por la misma. • Tiempo de normalización del servicio: Tiempo empleado, una vez que se ha repuesto el servicio, en realizar las actuaciones necesarias en la subestación o la red afectada por una incidencia para conseguir un suministro regular atendido exclusivamente por esta o por otras subestaciones existentes, incluidas las subestaciones móviles. En la Ley 2/2007 se introducen además los conceptos siguientes: • Mercado
principal
atendido
por
una
subestación:
Conjunto
de
suministros, caracterizados por su ubicación y potencia demandada asociada, que en régimen de explotación normal de una subestación, se alimenta eléctricamente de ésta. • Mercados secundarios atendidos por una subestación: Subconjunto de suministros, caracterizados por su ubicación y potencia demandada asociada, que, no perteneciendo al mercado principal atendido por una subestación, en caso necesario y mediante las maniobras de red oportunas, puede alimentarse eléctricamente de ésta haciendo uso de su potencia de reserva, pasando así a trabajar la subestación en un régimen de explotación excepcional. En la figura siguiente se representa un ejemplo cartográfico de red de Media Tensión en zona urbana, con el área del mercado principal asignado a cada una de las subestaciones distinguidas por colores:
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ST-1 ST-2 ST-3 ST-4 ST-5 ST-6
Ilustración 17. Mercados principales de subestaciones en zona urbana
En la figura siguiente se ha representado el mercado secundario de cada una de las subestaciones colindantes asignados a la subestación de la zona verde oscuro denominada “ST-6”:
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ST-1 ST-2 ST-3 ST-4 ST-5 ST-6
ST-6 Subestación indisponible
Ilustración 18. Mercado secundario de subestaciones en zona urbana
El área rallada de cada color representa el mercado secundario que es atendido desde la subestación correspondiente ante una indisponibilidad de la subestación “ST-6” en verde oscuro. Como puede verse, hay una zona rallada de color verde oscuro que se correspondería con el mercado de esta subestación que no puede ser atendido como mercado secundario por el resto de subestaciones, dando lugar a una Potencia No Garantizada por fallo de subestación. Estos conceptos de Potencia No Garantizada y fallo de subestación se aclararán en apartados posteriores. 4.6 Programa periódico de actuaciones En el Artículo 3 Punto 2 del Decreto 18/2009 se detalla el contenido de un documento que anualmente deben preparar y presentar las empresas distribuidoras y transportistas ante el órgano competente en materia de energía de la Comunidad Autónoma. Dicho documento denominado “Programa periódico” recoge el análisis de la situación del suministro eléctrico y los medios materiales y personales disponibles, las acciones operativas, así como las
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inversiones que prevean realizar y sus plazos de ejecución, con el fin de cumplir con lo establecido por el Decreto en cuanto a garantía de suministro. El Programa periódico recoge entre otros de forma resumida los siguientes puntos: • Estudio sobre atención de la demanda y cobertura del sistema de distribución ante incidencias, en dos escenarios, en régimen de explotación normal y en situación de punta de demanda, indicando para cada uno de dichos escenarios los siguientes datos: -
Potencia instalada en la subestación y potencia demandada por el mercado principal asignado a la misma.
-
Cobertura de dicho mercado ante fallo simple (situación N-1) de cualquier elemento de la red de alta tensión sin hacer uso de equipos auxiliares.
-
Cobertura de dicho mercado ante fallo total en la subestación sin hacer uso de equipos auxiliares.
-
Cobertura de dicho mercado ante fallo total en la subestación haciendo uso de equipos auxiliares (indicando, en este caso, el número y características de los equipos auxiliares que resultarían comprometidos).
De este análisis se obtiene la identificación de zonas o puntos de la red que deben ser reforzadas y los refuerzos necesarios para solucionarlos, obras que se incluirían en los planes de inversión de las empresas. Dichos planes de inversión son además solicitados dentro del Programa periódico, junto con su seguimiento de ejecución y actualización. • Actuaciones previstas en municipios que presenten un TIEPI, un percentil
80
del
TIEPI
o
un
NIEPI
superiores
a
los
límites
reglamentariamente establecidos. Este punto sería de aplicación únicamente a las empresas distribuidoras. • Previsión de enganche de grandes consumidores de energía eléctrica (potencia demandada superior a 10 MVA) Página | 73
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• Información sobre medios materiales y humanos, tanto los existentes más las inversiones previstas para mejorarlo, que son necesarios para poder atender las incidencias de importancia. 4.7 Tiempos relacionados con la atención de incidencias El Decreto 19/2008 establece en el Artículo 5 y el Artículo 6 unos tiempos límite para la atención de incidencias y para la reposición y normalización del servicio. Los límites establecidos son los siguientes: • Tiempo de atención de la incidencia. Se establecen en función del tipo de zona geográfica clasificada por el RD 1955/2000: Tipo de zona
Tiempo máximo (h) 1,0 1,5 2,0
Urbana Semiurbana Rural concentrada y dispersa
Tabla 7. Tiempo de atención de incidencias según Decreto 19/2008
• Tiempo de reposición del servicio. Ante cualquier incidencia en la red de distribución de media y alta tensión el tiempo máximo de reposición del servicio no deberá superar los siguientes valores máximos, contados a partir de que se produzca la incidencia: Porcentaje de mercado afectado por la incidencia 70% 100%
Tiempo máximo de reposición (h) 3,0 6,0
Tabla 8. Tiempo de reposición del servicio según Decreto 19/2008
Esto quiere decir que el 70 por 100 del mercado afectado por cualquier incidencia en media o alta tensión debe recuperarse como máximo en tres horas, no haciéndose ninguna distinción entre zonas geográficas ni mención a incidencias en la red de BT.
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• Suministro regular de energía y tiempo de normalización del servicio. El tiempo necesario será respectivamente inferior a 24 h y a 48 h, independientemente del número de clientes afectados o del tipo de zona en la que se produzca la incidencia. 4.8 Criterios de desarrollo En los artículos 7 y 8 del Decreto 19/2008 se establecen unos criterios para el desarrollo de las redes eléctricas. Dichos criterios suponen requerimientos superiores a los establecidos en la planificación tradicional ya mencionada en apartados anteriores. 4.8.1 Fiabilidad del suministro Según el criterio de mercado principal y secundario, un suministro pertenece al mercado principal de una subestación y al mercado secundario de otra subestación distinta cuando esté conectado de manera que tenga posibilidad de alimentarse desde cualquiera de ellas realizando las maniobras oportunas. En este sentido el Decreto establece el requerimiento de que todo suministro situado en zona urbana pertenecerá a un mercado principal y, al menos, a un mercado secundario antes del 16 de abril de 2009. Se procurará, no obstante, que todo suministro ubicado en zona semiurbana o en zona rural cumpla también esta condición. Este criterio no sería cumplido por los suministros conectados al mercado principal del ejemplo de la subestación “ST-6” ya mencionada en el apartado anterior, que, ante la indisponibilidad de la misma, pertenecen a la zona rayada que no puede ser suministrada desde el resto de subestaciones:
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ST-1 ST-2 ST-3 ST-4 ST-5 ST-6
Incumplimiento Decreto 19/2008
Ilustración 19. Ejemplo de incumplimiento de mercado secundario
Sobre el cumplimiento de dicho criterio, en la Ley 2/2007 Artículo 8 se indica que: “Cuando por razones topológicas derivadas de la naturaleza de la red, apreciadas por el órgano competente en materia de energía de la Comunidad de Madrid, no sea posible cumplir con esta exigencia, las empresas distribuidoras deberán establecer medidas alternativas que sean suficientes para conseguir un nivel equivalente de cobertura de la demanda.” 4.8.2 Potencia nominal de las instalaciones La potencia nominal de los transformadores de la subestación deberá dimensionarse para: • atender el mercado principal, en condiciones normales de explotación • atender el suministro en períodos de demanda punta (estacionales según indica la Ley 2/2007 en el Artículo 7) • garantizar que exista margen de reserva suficiente para el mercado secundario que tenga asignada dicha subestación. Página | 76
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En este sentido, en las condiciones de demanda punta la potencia demandada por el mercado principal atendido por cada subestación no superará el 70 por 100 de su potencia nominal. Además, en zonas urbanas cada subestación estará eléctricamente conectada con tantas subestaciones como resulte necesario para garantizar que la suma de potencia de reserva de estas últimas sea igual o superior al 60 por 100 de la potencia demandada por la primera. Se entiende por lo tanto que ante indisponibilidad de una subestación, como mínimo el 60% de la potencia afectada debe ser suministrado desde las subestaciones colindantes, dejándose el 40% restante como máximo a equipos de emergencia (móviles y grupos electrógenos):
Ilustración 20. Demanda máxima atendida desde equipos de emergencia
4.9 Conexión de nuevos suministros Es en el artículo 7 del Decreto 19/2008 donde se establecen dos criterios concretos para el diseño de la solución para la conexión de nuevos suministros a la red de distribución: • “En los nuevos suministros urbanos, la empresa distribuidora deberá poner a disposición del peticionario un punto de conexión que cumpla la condición citada en el apartado 2”, es decir, el punto de conexión debe Página | 77
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pertenecer al mercado principal de una subestación y al mercado secundario de otra. En el resto de zonas (semiurbana y rural) el Decreto indica que se procurará cumplir esta condición. Esto introduce una garantía especial de suministro en todos los puntos de conexión en zona urbana, no aplicada hasta el momento salvo en aquellos nuevos suministros en los que así se solicitara por el consumidor en su solicitud de conexión, generalmente nuevos suministros críticos y suministros asociados a procesos productivos o actividades muy dependientes del consumo de energía. • “Ningún nuevo suministro urbano o semiurbano podrá conectarse a la red de distribución en media tensión en antena”. Esto quiere decir que todo nuevo suministro en estas zonas debe estar anillado, pudiendo en caso de fallo de su alimentación pasar a alimentarse desde el otro extremo del circuito al que pertenece. En el caso de suministros en zona urbana esta condición ya estaría contenida en otra de rango superior como es la pertenencia al mercado de dos subestaciones según se indica en el punto anterior. 4.10 Criterios de diseño en subestaciones En el Artículo 7 del Decreto 19/2008 se establecen unos criterios a tener en cuenta en el diseño constructivo de subestaciones, dirigidos a disminuir el impacto que un gran incidente pueda tener en el suministro eléctrico, facilitando la conexión de equipos de emergencia si fueran necesarios. Estos criterios son: • La entrada de alimentaciones y salida de los conductores se diseñará de tal modo que, en caso de incidente, pueda llevarse a cabo una rápida conexión de los equipos auxiliares de emergencia. • En aquellas subestaciones de nuevo diseño que por las características de su ubicación no dispongan en su entorno de espacio suficiente o adecuado para la instalación de subestaciones móviles de auxilio, deberá preverse dentro del propio recinto una zona destinada a tal fin,
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suficiente para albergar el número de unidades necesarias para cumplir los criterios de garantía de suministro establecidos en el Decreto. Además, aunque no se hace mención en el Decreto 19/2008, sí se hace en la Ley 2/2007 Artículo 10 a lo siguiente: • Protección contra incendios. Se deben adoptar las medidas necesarias para garantizar que los elementos inflamables existentes en el interior de las subestaciones cuenten con medios de detección y extinción de incendios adecuados. Además se establece la información detallada sobre las subestaciones que las empresas distribuidoras deben facilitar a los servicios de prevención, extinción de incendios y salvamento (bomberos, etc.). 4.11 Equipos auxiliares de emergencia En el Artículo 9 del Decreto 19/2008 se hace mención a los equipos auxiliares de emergencia necesarios. En este sentido el Decreto establece que las empresas distribuidoras dispondrán de equipos auxiliares de emergencia, subestaciones móviles y grupos electrógenos, en la cantidad y potencia que sea necesario con el fin de poder recuperar el mercado de la subestación con mayor demanda, incluso en el caso de fallo de todas las líneas de alimentación y toda la transformación a media tensión. Dicho mercado se recuperaría mediante la utilización de la potencia de reserva disponible en las subestaciones próximas y, el resto, mediante el uso de los citados equipos auxiliares de emergencia, en la forma y cantidad que permitan las características del mercado afectado. Dichos medios serán los mínimos necesarios de los que deberá disponer cada empresa distribuidora y quedarán afectos al suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid. 4.12 Plazo para adaptación de medios materiales a lo indicado por la Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008 En la Disposición transitoria Única del Decreto 19/2008 se establecen unos plazos para que las empresas distribuidoras adapten sus instalaciones y Página | 79
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medios materiales a lo indicado en el mismo, contando dichos plazos a partir de la fecha de aprobación de dicho Decreto: • Un año para adaptar los equipos auxiliares de emergencia y registros de incidencias. (Fecha de fin: Marzo de 2009) • Dos años para adecuar las potencias, alimentaciones y líneas de salida de las instalaciones. (Fecha de fin: Marzo de 2010) El Decreto tiene en cuenta que estos plazos pueden no ser factibles de conseguir y permite a las empresas distribuidoras prorrogar dicho plazo en aquellos casos que así se justifique. 4.13 Régimen sancionador En la Ley 2/2007 Capítulo I y en la Ley 4/2007 se establece el régimen sancionador aplicables, determinando la tipificación de las infracciones y las sanciones aplicables. En la Ley se distingue entre infracciones muy graves, graves y leves. Sanciones. Las cuantías de las multas en función del tipo de infracción son las mismas que las recogidas en la Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico: • Infracciones leves: hasta 600.000 euros • Infracciones graves: de 600.000,01 hasta 6.000.000 de euros. • Infracciones muy graves: de 6.000.000,01 hasta 30.000.000 de euros. Además, una infracción muy grave podrá llevar aparejada la revocación o suspensión de las autorizaciones administrativas cuyo otorgamiento sea competencia de la Comunidad Autónoma. Además para la determinación de las correspondientes sanciones se tendrán en cuenta las siguientes circunstancias: • El peligro resultante de la infracción para la vida y salud de las personas, la seguridad de las cosas y el medio ambiente. Página | 80
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• La importancia del daño o deterioro causado. • Los perjuicios producidos por la falta de suministro, en función del número de personas afectadas y gravedad de la alteración social producida. • El grado de participación en la acción u omisión tipificada como infracción y el beneficio obtenido de la misma. • La intencionalidad en la comisión de la infracción y la reiteración en la misma. • La reincidencia por comisión en el término de un año de más de una infracción de la misma naturaleza cuando así haya sido declarada por resolución firme. La competencia sancionadora corresponde al Consejero con competencia en materia de energía para sanciones en infracciones leves o graves y el Consejo de Gobierno de la Comunidad Autónoma para infracciones muy graves. 4.14 Otros aspectos • Mantenimiento de instalaciones -
Protocolo de mantenimiento preventivo y predictivo de las instalaciones actualizado, en el que se recojan todos los trabajos y actuaciones a realizar así como la periodicidad de los mismos, que esté a disposición del órgano competente en materia de energía.
-
Inspecciones periódicas, con requerimientos adicionales a lo dispuesto en la normativa aplicable:
Subestaciones eléctricas en suelo urbano: mínimo cada dos años.
Centros de transformación: anualmente se escogerá una muestra de, al menos, un 10 por 100 de los centros de transformación objeto de inspección periódica por las empresas distribuidoras en el año inmediatamente anterior. Página | 81
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• Comunicación de incidencias en el suministro (Artículo 13 del Decreto 19/2008). Se establecen tiempos para informar a las administraciones competentes sobre determinadas incidencias, en función del número de suministros afectados y del tiempo de duración de la incidencia: • Autorizaciones provisionales (Artículo 14 del Decreto 19/2008). Se establece un procedimiento de autorización provisional de instalaciones cuyo interés y urgencia sea debidamente justificado: • Autorización de instalaciones de interés general (Artículo 17 de la Ley 2/2007). Cuando razones justificadas de urgencia o excepcional interés para garantizar el suministro de energía eléctrica aconsejen el establecimiento o la modificación de instalaciones, la Consejería competente en materia de energía podrá declarar el interés general de las obras necesarias para la ejecución de dichas instalaciones. Los proyectos de construcción a que se refiere el apartado anterior serán sometidos al Ayuntamiento interesado para informe. En caso de urgencia, debidamente motivada, dicho plazo podrá reducirse a la mitad y si aquella fuera extraordinaria, a diez días.
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5. APLICACIÓN DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID En los apartados anteriores se han resumido los puntos de la Ley 2/2007 y del Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, que suponen un incremento substancial en los requisitos de garantía de suministro eléctrico con respecto a la normativa que aplica al conjunto del estado. Estos requerimientos adicionales de calidad, aunque son deseables y están acorde con los niveles de exigencia que cabrían esperar de una Comunidad Autónoma con un elevado desarrollo urbano, social y económico, en la práctica conllevan una mayor inversión en la construcción de nuevas infraestructuras, en muchos casos redundantes, con un coste por encima de lo reconocido a la actividad regulada de distribución eléctrica. En los apartados siguientes se analizarán las consecuencias técnicas y económicas de la aplicación práctica de los requerimientos superiores introducidos en el diseño y planificación de las redes de distribución. 5.1 Introducción del criterio de fallo de subestación Como ya se ha indicado en el apartado 3.3.3.4 de esta tesis, el criterio de fiabilidad utilizado ampliamente en toda la industria eléctrica es el de fallo simple de cualquier elemento simple de la red (n-1), como son los transformadores y líneas. El origen de este criterio es probabilístico, debido a la muy baja probabilidad de ocurrencia simultánea de dos o más incidentes. Este criterio de fallo simple está definido por ley para la red de transporte debido a la repercusión de los incidentes en esta red. Respecto a la red de distribución, el criterio (n-1) es un criterio ampliamente utilizado, aunque no esté definido por ley. Si bien es posible, e incluso en ciertos casos deseable, planificar las redes de distribución para cumplir criterios de fiabilidad más estrictos, esto debe ser estudiado y valorado económicamente para evaluar la viabilidad del
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cumplimiento de los mismos con los niveles de retribución actualmente reconocidos. Los requerimientos introducidos por el Decreto 19/2008 suponen de manera práctica la introducción de un nuevo criterio en la planificación de redes no contemplado en la planificación tradicional del transporte y de la distribución, que es mucho más estricto y de menor probabilidad que el fallo simple (n-1) y que se va a denominar “criterio de fallo de subestación”. Los requerimientos que marcan la definición de dicho criterio son principalmente los siguientes: • Ante cualquier incidencia en media o alta tensión el 70% del mercado debe poder reponerse en menos de tres horas y el 100% en seis horas. Al hacer referencia a “cualquier incidencia” debe entenderse que también deben tenerse en cuenta determinadas incidencias múltiples como por ejemplo la pérdida de las barras de Media Tensión de una subestación. • El Decreto establece el requerimiento de que todo suministro situado en zona urbana pertenecerá al mercado principal de una subestación y al menos al mercado secundario de otra, procurando cumplir este criterio en zonas semiurbanas y rurales. De la combinación de ambos requerimientos, al menos en zona urbana, se tendría el criterio de fallo de subestación, ya que ante una incidencia múltiple que suponga la indisponibilidad completa de una subestación, debido por ejemplo a un incidente en el embarrado de salidas de Media Tensión, todos los suministros afectados por ello deben poder ser suministrados desde otras subestaciones en menos de 6 horas. Por último, incluso en el propio Decreto 19/2008 se menciona este criterio cuando se indica que en el Programa periódico exigido anualmente a las empresas distribuidoras se debe aportar el dato de cobertura del mercado ante el fallo total en la subestación.
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A continuación se van a desarrollar los siguientes aspectos relacionados con este nuevo criterio de fallo de subestación: a) Alcance. Es necesario definir en función del tipo de incidente y su afección lo que se va a considerar en el alcance del fallo de subestación. b) Metodología. Se verá que es necesario modelizar la red y desarrollar herramientas de análisis. c) Consecuencias en el desarrollo de las redes de distribución. Estos aspectos se desarrollan en más detalle a continuación. 5.1.1 Alcance del fallo de subestación En primer lugar es necesario definir cuál sería el alcance de lo que se entiende por fallo de subestación, ya que en función del mismo el estudio y sus resultados serán diferentes. La aplicación del criterio de fallo de subestación dependerá del tipo de incidencia y de los sistemas que se consideren afectados por la misma: • Incidencias que pueden dar lugar a fallo de subestación Para el fallo completo deben tenerse en cuenta sólo aquellas incidencias que supongan un fallo múltiple y por lo tanto la pérdida de más de un elemento, es decir, no aplicarían incidencias como el fallo de aislamiento en un transformador o el fallo de un interruptor automático ya que serían del tipo criterio (n-1). Las incidencias que pueden ocasionar un fallo múltiple son muy poco probables y pueden tener unos orígenes muy dispares y complejos. Sin embargo, todas ellas tienen en común la pérdida de uno o varios sistemas en la propia subestación. Las incidencias más graves que pueden estar relacionadas con el fallo de subestación son las siguientes:
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-
Incidencias acompañadas de un incendio en una subestación urbana, esto provoca gran alarma social principalmente por el peligro para la seguridad de las personas, pero también por los daños que pueda provocar en edificios y equipamientos contiguos. Además ante un incendio se pueden provocar daños de gran magnitud en la instalación que no pueden ser evaluados ni comenzar a subsanarse en tanto en cuanto no sea extinguido el incendio y los equipos de emergencias permitan acceder a la instalación.
-
Incidencias que provocan un daño estructural importante en la instalación, no originadas por un incendio, como por ejemplo la caída de vanos de líneas aéreas que sobrevuelan subestaciones con embarrados de intemperie.
• Sistemas afectados por el fallo de subestación Como ya se ha indicado, una subestación es una instalación en la que se realiza la transformación de energía desde niveles de tensión superiores a niveles de tensión inferiores. Para realizar esta transformación de energía, la subestación cuenta con los sistemas principales siguientes: -
Sistema de Muy Alta o Alta tensión, con los equipos necesarios para disponer de las funciones de línea, transformador, partición y enlace barras que cada esquema requiera. Estos equipos son básicamente
embarrados,
interruptores
automáticos,
seccionadores y seccionadores de puesta a tierra y otros equipos para medida, protección y control como son los propios cableados de
control,
los
transformadores
de
intensidad
y
los
transformadores de tensión. Los sistemas de Muy Alta y Alta Tensión pueden ir ubicados en interior o en intemperie. -
Sistema de Transformación, con los transformadores de potencia desde el nivel de tensión superior al nivel inferior. Los transformadores pueden ir ubicados en interior o en intemperie. Página | 86
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-
Sistema de Media Tensión,
con los equipos necesarios para
disponer de las funciones (o posiciones) de línea, transformador, partición, enlace de barras, y otras funciones para la conexión de los servicios auxiliares y baterías de condensadores. Estos equipos son básicamente embarrados, interruptores automáticos, seccionadores y seccionadores de puesta a tierra y otros equipos para medida, protección y control como son los propios cableados de
control,
los
transformadores
de
intensidad
y
los
transformadores de tensión. Los sistemas de Media Tensión pueden ser de interior o de intemperie. En el caso de ser de interior las protecciones suelen ir ubicadas en cada una de las posiciones de Media Tensión en armarios diseñados para tal fin. -
Sistemas
de medida, control y protección. Por lo general las
subestaciones cuentan con una sala de control en la que se encuentran unos armarios con los equipos de control, medida y protección de los sistemas de Muy Alta y Alta Tensión. A estos armarios llegan, a través de los cableados de control, las señales necesarias para la medida, el control y las protecciones, como por ejemplo: órdenes de control y estados de los interruptores automáticos, medidas de los transformadores de intensidad y medidas de los transformadores de tensión. En el caso de los sistemas de Media Tensión los equipos de control y protecciones no suelen encontrarse en la sala de control, ya que las propias posiciones del sistema vienen equipadas con unos armarios incorporados donde alojar los equipos necesarios. En las salas de control
se
encuentran
además
todos
los
equipos
de
comunicaciones necesarios para el telecontrol de la subestación. -
Servicios propios. Los servicios propios de la subestación son aquellos que dentro de la subestación requieren el uso de energía eléctrica en Baja Tensión (por ejemplo alumbrado, baterías de corriente
continua
para
alimentación
de
los
equipos
de
comunicaciones, alimentación de los equipos motorizados de los interruptores etc). Para alimentar dichos servicios se instalan en la propia subestación transformadores de Media Tensión a Baja Página | 87
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Tensión desde los que se alimentan los armarios de distribución en Baja Tensión. Estos transformadores podrán estar en interior o en intemperie. En función de la criticidad de la instalación estos sistemas pueden llegar a diseñarse de forma redundante. -
Entrada y salida de líneas. Una subestación no tiene ninguna razón de ser sin la acometida de al menos una línea de alimentación en Muy Alta o en Alta Tensión y sin unas líneas de salida en un nivel de tensión inferior, que puede ser Media Tensión o Alta Tensión, o ambas. En función del tipo de instalación y de la zona en la que se encuentre ubicada la subestación, las líneas de entrada y de salida de la subestación podrán ser:
Aéreas, en general se tratará de instalaciones de intemperie en entornos rurales.
Subterráneas por canalización, se tratará de instalaciones de interior o de intemperie en zonas más urbanizadas, donde no puedan mantenerse tendidos aéreos.
Subterráneas por galería, se tratará de instalaciones de interior en zonas urbanas de gran densidad de servicios y complejidad para canalizar, como es el caso de grandes ciudades como Madrid o Barcelona.
Otros sistemas que pueden considerarse como secundarios: -
Sistema de control de reactiva. Estos equipos están formados por un número determinado de botes de condensadores conectados entre sí en serie y en paralelo para obtener la potencia reactiva necesaria, y están a su vez conectados a uno de los niveles de tensión de la subestación, en función de las necesidades de compensación de reactiva que se tengan.
-
Sistemas de protección contraincendios, formados por los equipos pasivos y activos necesarios para la detección de incendios y en los casos en los que el criterio de diseño así lo especifique, para la extinción del mismo. Página | 88
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Sistemas de recogida de aceite de los transformadores de potencia, que tienen como objetivo minimizar el riesgo ante una eventual pérdida de aceite que pueda dar lugar a un incidente medioambiental u originar un incendio. Para ello se diseñan las bancadas de los transformadores con foso de recogida de aceite y evacuación a depósitos soterrados, estando dichos depósitos separados una distancia mínima de los transformadores.
Una vez vistos los tipos de incidentes y los sistemas que pueden verse afectados, los fallos de subestación más graves que podrían ser analizados son los siguientes: • Pérdida del sistema de Muy Alta Tensión. El caso más grave sería el de un incidente, por ejemplo un incendio, que afectara a la sala de celdas de Muy Alta Tensión en una subestación urbana de tipo interior, viéndose afectado también el control de dicho sistema. La aparamenta del sistema de Muy Alta Tensión no podría utilizarse, las líneas de Muy Alta Tensión estarían en punta en la subestación, lo que supondría el fallo destructivo y completo del nudo de Muy Alta Tensión. Dado que no existe alimentación en Muy Alta Tensión, el mercado principal de la subestación no podría ser atendido en primera instancia por la transformación instalada en la misma. Por otro lado, el sistema de Media Tensión (y Alta Tensión si lo tiene) se encontraría según este supuesto intacto y disponible. Por lo tanto el criterio para simular este tipo de fallo es de fallo destructivo en Muy Alta Tensión y utilización de las barras de Media y Alta Tensión como centro de maniobra para alimentar por retorno parte del mercado principal. • Pérdida del sistema de Alta Tensión. Sería el caso de un incidente que afectara a la sala de celdas de Alta Tensión en una subestación urbana de tipo interior, viéndose afectado también el control de dicho sistema. La aparamenta del sistema de Alta Tensión no podría utilizarse, las líneas de Alta Tensión estarían en punta en la subestación, lo que supondría el fallo destructivo y completo del nudo de Alta Tensión. Dado que no existe alimentación en Alta Tensión, el mercado principal de la Página | 89
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subestación que tuviera transformación AT/MT no podría ser atendido en primera instancia por la transformación instalada en la misma. Por otro lado el sistema de Media Tensión se encontraría intacto y disponible. Por lo tanto el criterio para simular este tipo de fallo es el de fallo destructivo de la Alta Tensión y utilización de las barras de Media Tensión como centro de maniobra para alimentar por retorno parte del mercado principal. • Pérdida del sistema de transformación. Es el caso en el que un incidente en el cubículo de un transformador afectara a otro u otros transformadores en cubículos contiguos. En este caso no se produce pérdida del sistema de Muy Alta Tensión, que sigue funcionando y dando continuidad a las líneas de MAT, pero se produce la pérdida del mercado principal de la subestación que sea alimentado por los transformadores afectados. Por otro lado el sistema de Media Tensión (y Alta Tensión si lo tiene) se encontraría intacto y disponible. Por lo tanto el criterio para simular este tipo de fallo es que podrían utilizarse las barras de Media y Alta Tensión a modo de centro de maniobra para alimentar parte del mercado principal. • Pérdida del sistema de Media Tensión. Es el caso de un incidente que afectase a la sala de celdas de Media Tensión, viéndose afectado también el control de dicho sistema. Esto puede ocurrir en la mayoría de las subestaciones, sean urbanas o no, ya que la tendencia actual es sustituir la aparamenta de intemperie por celdas de interior. La aparamenta del sistema de Media Tensión no podría en este caso utilizarse, las líneas de MT estarían en punta en la subestación y el mercado principal de la subestación atendido desde los embarrados de MT no podría ser suministrado desde la propia subestación. Por lo tanto el criterio para simular este tipo de fallo es el fallo destructivo de las barras de Media Tensión, que en comparación con los casos anteriores, no podrían ser utilizadas como centro de maniobra y todo el mercado principal tendría que ser recuperado desde el exterior. • Pérdida de los sistemas de Muy Alta Tensión, Alta Tensión y Media Tensión. En este caso se pierden todos los sistemas y el control de la subestación, el criterio sería el fallo destructivo en todos los niveles Página | 90
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de tensión, es el fallo menos probable y el que arrojará valores de mercado afectado más grandes. • Pérdida de cables en galería. Esto puede deberse al incendio en una galería de los cables que discurren por ella. En función del nivel de tensión al que afecte, el análisis de este tipo de fallo equivale a lo indicado para la pérdida del sistema correspondiente (Muy Alta Tensión, Alta Tensión o Media Tensión).
Ilustración 21. Ejemplos de fallos destructivos en una subestación MAT/MT
De todo lo anterior se deduce que el fallo de subestación más grave es el fallo destructivo en todos los niveles de tensión, en el que no es utilizable en primera instancia ningún elemento de la subestación. Este sería el caso de un incidente en el que se ve afectado el control de la subestación, las barras, transformadores y líneas de salida, y en el que el acceso a la instalación para maniobrar localmente está impedido, por ejemplo por la declaración de un incendio. En una situación así debería simularse la red en todos los niveles de tensión como si la subestación en cuestión dejara de funcionar y todo su mercado debiera ser recuperado desde el exterior. Dado que el fallo destructivo en todos los niveles de tensión es de muy baja probabilidad de ocurrencia, en especial en subestaciones de intemperie, se Página | 91
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propone la siguiente aplicación del criterio de fallo de subestación a la hora de evaluar la Potencia No Garantizada y los refuerzos necesarios: • Aplicación de fallo destructivo en todos los niveles de tensión en subestaciones de tipo compacto, en las que la aparamenta en todos los niveles de tensión y la transformación se encuentra en interior. Este tipo de subestaciones se encuentra principalmente en entornos urbanos. • Aplicación de fallo destructivo en el sistema de Media Tensión, para aquellas subestaciones en las que sólo las celdas de MT se encuentren dentro de un edificio. 5.1.2 Metodología de estudio del fallo de subestación El estudio de fallo de subestación deberá realizarse para cada uno de los sistemas que puedan verse afectados en función de la hipótesis de fallo analizada, según lo indicado en el apartado 5.1.1. Con el fin de obtener los resultados más fiables y aproximados a la realidad, se propone para el estudio del fallo de subestación en cada sistema (Muy Alta, Alta y Media Tensión) la metodología siguiente: • Elaboración de un modelo de la red de cada sistema en los escenarios de estudio, donde se encuentren representadas las características técnicas, la topología de la red, la operación y las demandas previstas para ese escenario (punta de verano o punta de invierno). • Simulación del fallo del sistema correspondiente de la subestación, es decir, del sistema de Media Tensión si se está trabajando en un modelo de red en ese nivel de tensión. La hipótesis de fallo propuesta en el apartado 5.1.1 es la de fallo destructivo que equivaldría a simular la apertura de todos los interruptores del sistema y recuperación del mercado desde el exterior de la subestación. Esta simulación debe realizarse aplicando los criterios de sobrecargas máximas admisibles según lo indicado en el apartado 3.3.3.3. De esta simulación se obtendrá el valor de mercado que no es posible atender cuantificado por la
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Potencia No Garantizada correspondiente, de acuerdo con lo indicado en el apartado 3.3.3.4. En el caso del estudio del fallo completo del sistema de Media Tensión, es necesario tener modelada la red de MT con un grado de exactitud suficiente que considere apoyos realistas. Sin embargo, la elaboración y mantenimiento de este modelo será de una dificultad elevada si no se dispone de aplicaciones que faciliten la creación de modelos de red de MT, debido a las siguientes razones: • La red de MT está formada por un gran número de elementos: líneas, elementos de maniobra, barras de centros, transformadores MT/BT, etc, cuya representación puede resultar muy compleja, con un gran número de interconexiones, y daría lugar a modelos de red con un número muy elevado de nudos y difíciles de mantener actualizados (en especial en comparación con la de Muy Alta Tensión). • En el modelo sería necesario contemplar las demandas a nivel de subestación, línea de Media Tensión y centros, con un gran número de suministros conectados. Estas cargas pueden ir además variando con el crecimiento de la demanda y la incorporación de nuevos suministros, que en una red tan dinámica y de rápida evolución como la de Media Tensión puede ser muy complejo de mantener actualizado (en especial en comparación con la de Muy Alta Tensión). • Para que la representación de la red de Media Tensión sea completa es necesario además disponer de los estados de los elementos de maniobra con la operación actualizada para el escenario en estudio. Es decir, un modelo de red con una demanda concreta se corresponde con un estado de operación determinado, si la operación no está actualizada se estará falseando el modelo. Por otro lado, el estudio del fallo de subestación en el sistema de Media Tensión partiendo de un modelo de red realista será también de elevada complejidad. Esto es debido a que la red de distribución en Media Tensión está muy anillada, especialmente en las zonas urbanas, siendo posible recuperar el mercado afectado por una incidencia desde varios apoyos diferentes, lo que Página | 93
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representa una dificultad mayor a la hora de analizar el fallo de subestación. Por ejemplo, en el caso de una subestación que tuviera 20 salidas de Media Tensión, la simulación del fallo destructivo de barras de MT equivaldría a la apertura de los veinte interruptores de línea en la subestación. Dado que la operación en MT es radial, para cada una de las veinte salidas sería necesario actuar como el operador de un centro de control que fuera abriendo y cerrando los elementos de maniobra para ir recuperando el mayor mercado posible, intentando utilizar además los apoyos óptimos. Esto supone que para cada subestación es necesaria la simulación de un gran número de maniobras y localización y elección de los mejores apoyos posibles, además de depender el resultado final del conocimiento de la red que tenga la persona que realiza la simulación. Por las razones indicadas, es decir, dificultad para la elaboración del modelo de red de Media Tensión y la complejidad del análisis de fallo de subestación en este sistema, debe ser prioritario para las empresas distribuidoras el desarrollo de herramientas que sistematicen los estudios de la red de MT. En caso contrario, el estudio consumirá un elevado número de horas/hombre e incluso, de no disponerse de un modelo de red cercano a la realidad, podrá dar resultados de mercado afectado alejados de la realidad. La aplicación más extendida a nivel mundial para el análisis de redes de transporte es el PSS/E de la empresa PTI, por su probada robustez y fiabilidad en los resultados obtenidos. Dicha herramienta es utilizada por las empresas transportistas, pero también por las empresas distribuidoras para el análisis de sus redes de Muy Alta y Alta Tensión. Sin embargo su aplicación, aunque factible, no está extendida para el análisis de redes radiales en Media Tensión. Por otro lado el PSS/E puede ser usado conjuntamente con el lenguaje de programación Python para generar herramientas a medida del usuario. Por todo lo anterior, el uso del PSS/E para el análisis de redes de Media Tensión presenta las siguientes ventajas:
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• Conocimiento de la aplicación PSS/E en las empresas distribuidoras, que la utilizan para el análisis de redes de Muy Alta Tensión y Alta Tensión. • Una única herramienta para el análisis de redes en todos los niveles de tensión, por lo tanto focaliza la formación en una única herramienta y se reduce el coste en licencias con respecto al uso de varias aplicaciones. • Es una aplicación de gran fiabilidad y robustez, demostrado por su aplicación extendida a nivel mundial en las empresas de transporte. • Posibilidad de desarrollar programas en el lenguaje Python para disponer de herramientas a medida de las necesidades del usuario. • La aplicación ha mejorado mucho en las últimas versiones en cuanto a la representación gráfica y manipulación de la red, permitiendo por ejemplo realizar operaciones apertura-cierre sobre el gráfico o modelar nuevas instalaciones de forma sencilla (líneas, centros, subestaciones, etc) lo cual facilita el análisis de los refuerzos de red. Aunque estos aspectos deben mejorarse en versiones posteriores, la situación actual ya permite el uso en redes de Media Tensión de forma relativamente cómoda. En la Ilustración siguiente se puede ver la representación esquemática de la red de MT en PSS/E:
Salidas de MT de Subestación
Ilustración 22. Representación de red de Media Tensión en PSS/E Página | 95
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Aunque no es objeto de esta tesis profundizar en el desarrollo de dichas herramientas, se indican a continuación las aplicaciones mínimas que deberían desarrollarse, partiendo de la aplicación PSS/E como base para el cálculo del fallo de subestación en la red de Media Tensión: • Herramienta para la generación de casos base en formato de PSS/E. Dicha herramienta tendría los siguientes datos de entrada, tomados en una fecha determinada: -
Características técnicas de la red (secciones de las líneas, resistencias, reactancias, longitudes de línea, transformadores, etc), es decir, equivale el inventario de la red en ese momento.
-
Topología de la red, es decir, la conectividad entre los diferentes elementos que conforman la red y que le confieren la estructura que tiene en ese momento.
-
Estados de los elementos de maniobra, es decir, la operación real en el momento en el que se representa la red. Cada elemento de maniobra tendría dos estados posibles: abierto o cerrado.
-
Medidas reales de transformadores y líneas en el momento para el que se realiza el caso base.
Partiendo de todos estos datos se debería obtener el modelo de red en formato fichero tipo “.raw” de un momento concreto (día y hora) para ser utilizado en PSS/E. Además hay una serie de aspectos que mejorarían la herramienta de obtención del caso base: -
Dada la gran cantidad de elementos que conforman la red de distribución, el número de nudos del caso base si se realiza la conversión al modelo de forma directa puede hacer inviable su utilización, por lo que debería aplicarse algún tipo de algoritmo que permitiera la reducción del número de nudos (concentrando por ejemplo todos los elementos de maniobra y barras de un CT en un solo nudo y trasladando la maniobra a las líneas de salida).
-
En
general,
las
empresas
distribuidoras
disponen
de
representación gráfica (esquemática y cartográfica de sus redes), Página | 96
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por lo que dicha representación debería tenerse en cuenta en la generación del modelo para obtener ficheros tipo “.drw” de gráficos PSS/E. Estas representaciones facilitarán el manejo del modelo y el estudio de los resultados. -
Debería guardarse día a día la información de los datos de entrada necesarios para generar el modelo, así el usuario podrá generar el caso base del día que le interese, sin necesidad de mantener un caso base de partida antiguo que deba ser actualizado periódicamente.
• Desarrollo de un algoritmo que simule de forma sistemática el fallo de subestación, usando el lenguaje de programación Python, para ser utilizado a su vez como herramienta sobre el caso base en PSS/E. La base del algoritmo sería la localización de los máximos apoyos disponibles en cada caso y el restablecimiento del mercado desde dichos apoyos. Una mejora a este algoritmo sería considerar las posibles descargas de los propios apoyos, es decir, si el apoyo desde una línea se encuentra al límite de su capacidad, permitir descargar este apoyo hacia otras líneas para, una vez descargado el apoyo, poder utilizarlo para reponer el mercado afectado. En la realidad este tipo de trasvases suelen ser realizados en grandes incidentes, por lo que los valores obtenidos de PNG considerando las descargas se acercarán más a la realidad. Los resultados mínimos que se deberían obtener del programa de simulación de fallo para cada subestación serían: -
el valor de la Potencia No Garantizada
-
potencias trasvasadas al resto de subestaciones
-
representación gráfica en PSS/E del mercado que queda sin suministro
-
listado de maniobras de apertura-cierre realizadas por el programa para llegar a ese resultado.
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Una vez obtenidos los valores de PNG distintos de cero y las zonas que quedan afectadas sin suministro, podrían estudiarse y modelarse en el propio PSS/E los desarrollos de red necesarios para solucionar el problema detectado. Por último indicar la ventaja que representa la aplicación de la herramienta PSS/E junto con el lenguaje Python para desarrollar otra serie de programas que permitan el análisis sistemático de fallos como el N-1 de líneas de Media Tensión, N-1 de transformadores e incluso programas de optimización de la operación. 5.1.3 Consecuencias en el desarrollo de redes de distribución Aunque el criterio tradicional de planificación de redes aplicado por todas las empresas distribuidoras es el de fallo simple (n-1), es posible diseñar la red para soportar incidentes más graves como es el fallo de subestación, a costa de un lógico incremento de inversión, que será muy variable en función de la red existente y la posibilidad de realizar los refuerzos más óptimos en la red. Por lo tanto, partiendo de las herramientas de análisis que se encuentren a disposición de cada una de las empresas distribuidoras y aplicando los requerimientos introducidos por el Decreto 19/2008 cada empresa debe evaluar el grado de cumplimiento de estos requisitos, en especial el cumplimiento del nuevo criterio de fallo de subestación bajo las hipótesis indicadas en el apartado 5.1.1. Es de esperar que esto tenga las siguientes consecuencias en el desarrollo de las redes de distribución, en mayor o menor medida en función del grado de cumplimiento de cada empresa distribuidora: • Las redes de MT en zonas urbanas deberán estar adaptadas para realizar grandes trasvases de potencia entre unas subestaciones y otras. En este sentido, como se indicó en el punto 3.4.2.2, las redes urbanas del tipo Centro de Reparto con alimentadores responderán mejor ante fallo de subestación (en especial el destructivo de barras de Media Tensión) que las redes de tipo Centro Reflejo con circuito de apoyo. Página | 98
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• La aplicación práctica del criterio de fallo de subestación tiene como consecuencia
que
serán
necesarias
nuevas
inversiones
en
infraestructuras, coste que no ha sido evaluado a la hora de aprobar la reglamentación de las Comunidades: -
Será necesaria la construcción de nuevas líneas de Alta Tensión y de Media Tensión para hacer frente a los trasvases de potencia. En el caso de Media Tensión serán especialmente nuevos circuitos alimentadores procedentes de subestaciones de apoyo y nuevos centros telemandados (especialmente del tipo Centro de Reparto).
-
Será necesaria la construcción de nuevas subestaciones para disponer de la reserva de potencia como mercado secundario ante fallo completo. Aplicando la hipótesis del fallo destructivo de todos los sistemas en instalaciones con varios niveles de tensión MAT/AT/MT (por ejemplo, subestaciones 132/66/20 kV, o subestaciones 220/45/15 kV) los valores de PNG serán no sólo los de la propia transformación a Media Tensión, sino también los de las Subestaciones que se alimenten de la red de reparto de Alta Tensión. En estos casos la solución para cumplir con la Ley sería por ejemplo duplicar la subestación, introduciendo unos costes muy elevados al sistema.
En zonas donde existe convivencia de redes de diferentes distribuidores con el mismo nivel de tensión será conveniente analizar la viabilidad de establecer puntos de apoyo mutuo ante grandes incidentes. Además deben diseñarse las subestaciones para minimizar el riesgo de grandes incidentes: -
En subestaciones compactas debería tenderse a la aplicación de sistemas pasivos para disminuir el riesgo de incendios, como por ejemplo la compartimentación más independiente posible de los sistemas de la subestación, de forma que se disminuya el riesgo
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de afección de un incidente en una parte de la subestación al resto de equipos. Por ejemplo:
Los transformadores deberían situarse en cubículos independientes.
Los módulos de celdas de MT deberían separarse físicamente entre sí para evitar la pérdida completa del embarrado de MT.
Todos los cables subterráneos de entrada y salida de la subestación deberían ser cables secos no propagadores de llama, de forma que un incendio en la parte de cables en la galería de la subestación no se propague y afecte al resto de la instalación y viceversa.
-
Existencia de sistemas activos de detección y extinción de incendios eficientes para aplicación en los sistemas ubicados en edificio.
-
En subestaciones de intemperie debe evitarse la existencia de circuitos aéreos por encima de embarrados de cualquier nivel de tensión, para evitar incidentes en los que el vano de la línea pueden caer sobre el embarrado y dejarlo indisponible.
5.1.4 Ejemplo práctico de aplicación de fallo total A continuación se desarrolla un ejemplo práctico sencillo de aplicación de fallo de subestación, tomando como base un caso real de la red de la Comunidad de Madrid en un municipio con calificación zonal de semiurbano pero muy próximo al límite de urbano, cuya demanda se alimenta desde una subestación situada en el propio municipio. En la figura siguiente se ha representado la subestación que alimenta este municipio, con una potencia instalada a Media Tensión de 120 MVA mediante 3 transformadores de 40 MVA cada uno. Dicha subestación es de intemperie, salvo las celdas de Media Tensión que son del tipo Doble Barra y se encuentran dentro de un edificio. Además está representada la red de Media Tensión, que cuenta con tres centros de reparto (CR) conectados a la Página | 100
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subestación a través de varios circuitos alimentadores, y varias interconexiones con otras subestaciones situadas en otros municipios.
Ilustración 23. Ejemplo de red de MT alimentada desde una Subestación
En este caso se ha tomado una situación de punta de demanda en subestación correspondiente a 72,8 MW. Esto supone que en situación de punta la subestación se encuentra al 60,6%, y ante el fallo simple de un transformador la subestación no tendría PNG y podría recuperarse la carga a través del apoyo interno de la propia subestación. En esta situación, desde el punto de vista de los criterios de planificación utilizados tradicionalmente, no sería necesario realizar inversiones en la red del municipio en el corto y medio plazo. En todo caso, y debido al crecimiento de la demanda de años futuros por la conexión de nuevos suministros importantes, sería necesaria la construcción de nuevas infraestructuras imputables a dichos nuevos clientes. Se supone a continuación la aplicación del criterio de fallo destructivo de las barras de Media Tensión. Se aplica para este cálculo la metodología descrita Página | 101
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en el apartado 5.1.2. En este caso los apoyos de la red exterior no pueden asumir toda la potencia de la instalación, arrojando un valor de PNG de 67,3 MW. En la figura siguiente puede verse todo el mercado afectado por el fallo completo, que representa la práctica totalidad del municipio.
Ilustración 24. Ejemplo de mercado afectado por el fallo de subestación
La solución a esta situación pasaría por la construcción de otra nueva subestación, independiente de la anterior, que permita asumir la PNG ante el fallo de la primera. En la figura siguiente se ha representado dicha nueva subestación, conectada a la red de Media Tensión, concretamente a los Centros de Reparto, mediante una red mínima de alimentadores para poder soportar el fallo. Modelando la nueva subestación y la red de MT mínima, y volviendo a aplicar las herramientas para el cálculo de PNG por fallo destructivo, el valor de la PNG sería cero.
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Ilustración 25. Ejemplo de resolución de PNG por fallo de subestación
El valor estimado del coste de esta solución para la resolución de la PNG de fallo total de la subestación de este ejemplo asciende a unos 11,5 mill€: Inversiones necesarias para cumplimiento fallo de Subestación Municipio con una ST Nueva Subestación AT/MT con potencia mínima instalada 70 MVA
Unidades
TOTAL
1
9.375.000
Alimentación a nueva subestación en AT (metros)
2.100
950.000
Nueva red de MT (metros)
8.000
1.200.000
TOTAL
11.525.000
Independientemente del coste de este ejemplo concreto, la conclusión que se puede sacar por la aplicación del criterio de fallo total es que afloraría una inversión en el horizonte del corto plazo no planificada previamente, lo que como se verá en los apartados siguientes representa a nivel global de cada empresa distribuidora un incremento de las inversiones necesarias no contemplado en la retribución de la actividad.
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5.2 Conexión de nuevos suministros El Decreto 19/2008 establece que la empresa distribuidora deberá poner a disposición de todos los nuevos suministros en zona urbana un punto de conexión que pertenezca al mercado principal de una subestación y al mercado secundario de otra. Según esto no podría darse un punto de conexión alimentado desde transformadores distintos de una misma subestación, y por lo tanto la red diseñada para el nuevo suministro debería cumplir con los criterios establecidos por el Decreto en cuanto a garantía de suministro, como es el criterio de fallo completo de subestación. Para ilustrar cómo modifica este criterio la definición de los puntos de conexión en zona urbana se plantea un supuesto sencillo. Se supone una solicitud de suministro de 8 MW en Media Tensión, situada en el entorno de la subestación A, en la que se dispone de tres transformadores con capacidad suficiente para atender la potencia solicitada. Según el criterio tradicional de fallo simple (n-1) se le podría dar el punto de conexión en la subestación A, y dado que el suministro debe ser anillado se le anillaría conectando a otro transformador diferente de la misma subestación “A”: ST ST“A” “A”
Nuevo
suministro
8
ST “B”
MW
Doble circuito en MT desde trasformadores diferentes de la subestación “A”
Ilustración 26. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde una subestación
Sin embargo, según el criterio introducido por el Decreto 19/2008 el punto de conexión sería por un lado en la subestación A, que sería el mercado principal, anillando contra la subestación B que sería el mercado secundario. Esto sería factible suponiendo que la subestación B tenga margen para asumir el mercado secundario de la subestación A más el del nuevo suministro. En Página | 104
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caso contrario sería necesaria una tercera subestación para poder cumplir con el suministro del mercado secundario.
ST ST“A” “A”
Nuevo suministro 8 MW
ST “B”
Simple circuito en MT desde la subestación “A” y desde la subestación “B”
Ilustración 27. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde dos subestaciones
La primera conclusión que se puede sacar de lo anterior es que el diseño de las instalaciones de extensión para dar el punto de conexión de nuevos suministros en zona urbana según el Decreto 19/2008 requerirá un mayor desarrollo de infraestructuras que lo necesario para cumplir el criterio tradicional de fallo simple (n-1). Por otro lado, en el Capítulo II del RD 1955/2000 y en el Capítulo IV Artículo 9 Punto 3 del RD 222/2008 se regulan las condiciones de las acometidas eléctricas y demás actuaciones para atender el suministro, indicándose lo siguiente: “las condiciones técnico-económicas sobre el nivel de tensión, el punto de conexión y la solución de la alimentación eléctrica para los nuevos suministros serán determinados por el Gestor de la Red de distribución, que deberá tener en cuenta criterios de desarrollo y de operación al mínimo coste de las redes de distribución garantizando la calidad de suministro.” “Para el resto de las instalaciones de nueva extensión necesarias para atender las solicitudes de nuevos suministros o ampliación de los existentes, con base en las condiciones técnico y económicas a las que se refiere al Página | 105
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apartado 3 de este artículo, el coste será de cuenta de sus solicitantes, sin que proceda el cobre de derechos de extensión” (Excepto solicitudes de menos de 100 kW en BT y menos de 250 kW en Alta Tensión en suelo urbanizado, para los que el coste será por cuenta del distribuidor cobrando derechos de extensión) Por lo tanto, dado que los nuevos suministros a los que aplica el apartado anterior tienen que asumir el coste de las instalaciones de nueva extensión cumpliendo con los criterios introducidos por el Decreto 19/2008, la segunda conclusión que se puede sacar es que los nuevos suministros en zona urbana tendrán que asumir mayores costes de las nuevas infraestructuras que si se aplicara el criterio de fallo simple (n-1). 5.3 Utilización de equipos móviles de emergencia EL Decreto 19/2008 tiene en cuenta que parte de la potencia del mercado principal de una subestación puede ser suministrada en caso de incidente desde equipos auxiliares de emergencia como son: • Grupos electrógenos • Subestaciones móviles En este sentido el Decreto 19/2008 indica que la entrada de alimentaciones y salida de los conductores de toda subestación se diseñará de tal modo que, en caso de incidente, pueda llevarse a cabo una rápida conexión de los equipos auxiliares de emergencia que resulten necesarios, de forma que todo el mercado principal atendido por la misma quede cubierto, bien a través del sistema fijo de distribución que continúe estando operativo o bien a través de dichos equipos. Además, en el diseño de las nuevas subestaciones que no dispongan en su entorno de espacio suficiente o adecuado para la instalación de subestaciones móviles de auxilio, deberá preverse dentro del propio recinto una zona destinada a tal fin.
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Las subestaciones móviles son equipos tradicionalmente utilizados ante situaciones de emergencia como la pérdida de un transformador (criterio de fallo simple), por lo que su esquema básico consta de una posición de AT, un transformador y en algunos casos un sistema de MT con un número mínimo de posiciones en dicho nivel. Su aplicación ante situaciones de gran incidente como el fallo de subestación hace que deban adaptarse incluyendo nuevos desarrollos más flexibles. Esto se consigue mediante sistemas modulares, como por ejemplo: • Módulos de celdas Media Tensión móviles. En un contenedor móvil se introducen las celdas de MT aisladas en SF6, con el número de posiciones que permita recuperar por lo menos la carga del transformador de más potencia. En estos contenedores se pueden incluir los servicios de control y servicios auxiliares necesarios para su funcionamiento autónomo. • Módulos de celdas de Alta Tensión móviles (por ejemplo 45 o 66 kV). La filosofía es la misma que el contenedor de celdas de MT, pero con el número de posiciones que sea necesario para restablecer como mínimo un transformado AT/MT, y dar continuidad a la red de AT si es necesario. • Módulo de celdas de 132 kV. Al igual que en los casos anteriores debe ser aparamenta del tipo SF6. Debido al tamaño y la dificultad del transporte por carretera, las funciones que cabría esperar en este tipo de instalación serían las básicas de Línea y Trafo. • Transformadores móviles, con las relaciones de transformación y potencias necesarias para cumplir con los requerimientos establecidos. Aunque en teoría el uso de equipos móviles podría suministrar una parte importante del mercado afectado ante grandes incidentes en zonas urbanas, en la práctica se encuentra con una serie de inconvenientes que pueden hacer inviable en algunos casos su uso: • En zonas de gran densidad de población la tendencia desde hace años es utilizar transformaciones directas desde el nivel de transporte (220kV) Página | 107
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al nivel de MT. Los equipos móviles de celdas de 220 kV no son responsabilidad de las empresas distribuidoras. En cuanto a los transformadores móviles de 220 kV a MT no se conocen diseños en este sentido, y es de esperar que haya inconvenientes de tipo técnico, entre otras razones por el tamaño de los mismos. Por ello no sería de aplicación la instalación de equipos móviles en subestaciones 220/20 kV, salvo en el caso de que el incidente sea en celdas de MT en cuyo caso sería aplicable el módulo de celdas móviles de MT. • En muchas de las subestaciones de interior existentes desde hace años en zonas urbanas no se tuvo en cuenta en su diseño original la necesidad de reservar espacio para equipos móviles de emergencia como los indicados, por lo que su ubicación debería realizarse en caso de necesidad en el exterior. Esto a su vez puede ser también problemático, por la falta de espacio en las calles adyacentes o la falta de una ubicación técnicamente adecuada. Por ello debe estudiarse para cada subestación de interior la implantación de equipos móviles en su exterior, y en caso de existir alternativa de ubicación exterior debería informarse a las autoridades con el fin de dejar prevista esa necesidad y la conexión de cables en caso de gran incidente. • Los tiempos necesarios para la conexión de subestaciones móviles a redes de Muy Alta Tensión subterráneas es muy superior a las tres horas que requiere el Decreto, debido a la necesidad de abrir la línea subterránea en un punto y confeccionar los empalmes necesarios para la conexión al equipo móvil de emergencia. Por ejemplo, en redes de 132 kV, el tiempo para poder conectar el equipo móvil de emergencia a la red subterránea como mínimo sería de 36 horas, utilizando tipos de empalmes pre-confeccionados para cable seco que son más rápidos que los empalmes tradicionales. En las figuras siguientes se representa el fallo de la Subestación B alimentada en 132 kV y la necesidad de abrir la línea de 132 kVpara alimentar la subestación móvil.
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Subestación A
Subestación B
X
Línea 132 kV
?
Subestación móvil 132/MT
Subestación A
36 h
Empalme
Subestación B
X Subestación móvil 132/MT
Ilustración 28. Conexión de cable subterráneo 132 kV a subestación móvil
Por todo lo anterior, sin perjuicio de que el uso de equipos móviles pueda ser válido en determinados casos, en general en zonas urbanas de grandes núcleos de población con subestaciones de interior y redes subterráneas de Muy Alta Tensión, la instalación de equipos móviles no cumpliría con el criterio de restablecimiento del 70% del mercado en 3 horas y el 100% en 6 horas ante grandes incidentes como el fallo destructivo de una subestación. Una solución para la conexión de subestaciones móviles en grandes núcleos de población sería recuperar los niveles intermedios de Alta Tensión (por ejemplo 45 kV en Madrid Capital), que se han ido dejando de utilizar por el Página | 109
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uso de las transformaciones directas desde MAT. Las redes de Alta Tensión que sería necesario recuperar deberían ser las mínimas necesarias para la conexión de subestaciones móviles en las ubicaciones que se hubieran estudiado para el fallo de cada subestación. Si además se construye en cada uno de esos puntos un centro de maniobra en Alta Tensión con posiciones para la conexión de móviles se reducirían notablemente los tiempos de reposición (por ejemplo entrada-salida y posición de línea conexión a la subestación móvil), pudiendo llegar a cumplirse entonces los requerimientos del Decreto 19/2008. Subestación B
Línea 132 kV Línea 45 kV
X Subestación 2 MAT/45 kV
Subestación 1 MAT/45 kV
Conexión 45 kV
Subestación móvil 45/MT 132/MT Ilustración 29. Alternativa de conexión de subestación móvil a red AT (45 kV)
Sin embargo, la solución anterior puede resultar inviable si deben construirse nuevas redes de Alta Tensión y mantener las transformaciones MAT/AT para su alimentación. Por lo tanto, sin perjuicio del uso de equipos móviles ante algunos incidentes, la solución definitiva en zonas urbanas sería diseñar la red de distribución en Media Tensión de forma que ante un gran incidente como el fallo destructivo de subestación, el mercado principal pueda recuperarse a través del mercado secundario del resto de subestaciones, aplicando la metodología y el desarrollo de redes indicados en los puntos 5.1.2 y 5.1.3.
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5.4 Riesgos de incumplimiento 5.4.1 Incumplimiento de calidad de suministro La calidad de suministro en la Comunidad de Madrid es la que ha tenido los mejores valores de TIEPI en todos los años que existen datos comparativos homogéneos puestos a disposición por el Ministerio de Industria, Energía y Comercio y corrigiendo el valor de Ceuta del año 2.006, por lo que no es de esperar incumplimientos en este sentido. TOTAL
TIEPI COM. AUTÓNOMA
2003
2004
ANDALUCÍA 4,09 4,60 ARAGÓN 3,00 2,01 ASTURIAS 1,39 1,45 BALEARES 7,49 3,25 CANARIAS 4,38 2,57 CANTÁBRIA 1,67 2,16 CASTILLA-LEÓN 2,04 1,63 CASTILLA-LA MANCHA 2,61 2,24 CATALUÑA 3,01 1,84 EXTREMADURA 3,96 3,36 GALICIA 2,46 2,28 LA RIOJA 1,60 1,88 MADRID 1,20 1,21 MURCIA 2,92 2,28 NAVARRA 2,17 2,55 PAIS VASCO 1,59 1,36 C.VALENCIANA 2,76 2,54 CEUTA 0,47 5,04 MELILLA 10,66 29,30 Total Nacional 2,86 2,42
2005 2006 3,25 1,51 1,27 2,20 9,25 1,56 1,56 1,99 1,57 2,54 1,63 1,39 1,07 2,21 1,39 1,54 2,15 3,34 7,33 2,18
2,39 1,32 1,86 1,83 1,38 1,60 2,12 2,61 1,79 2,62 2,62 1,92 1,26 3,56 1,40 1,89 2,40 9,14 4,20 2,04
Tabla 9. TIEPI 2003-2006 por Comunidad Autónoma
5.4.2 Incumplimiento requerimientos Ley 2/2007 y Decreto 19/008 Del incumplimiento de los criterios de garantía adicionales introducidos por la Ley 2/2002 y el Decreto 19/2008, como por ejemplo el fallo de subestación y los tiempos de reposición, podrían derivar sanciones a las empresas distribuidoras y transportistas. Las penalizaciones de la Ley 2/2007 son extremadamente elevadas tanto en su definición como en el importe económico, y son del mismo orden que las existentes en la regulación básica del sector eléctrico para infracciones muy severas (Ley 17/2007 del 4 de Julio de 2007que modifica la Ley 54/1997): Página | 111
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• Las infracciones leves, con multa de hasta 600.000 euros • Las infracciones graves, con multa de 600.000 euros hasta 6.000.000 euros • Las infracciones muy graves, con multa de 6.000.000 hasta 30.000.000 euros En la definición de infracciones se encuentran por ejemplo las siguientes situaciones: Infracciones graves (Artículo 21 apartado 2.2 de la Ley): • La interrupción de la prestación del servicio de suministro eléctrico, cuando el número de suministros afectados o la duración de la misma sean superiores a los límites establecidos en la normativa vigente. • El incumplimiento de lo dispuesto en el artículo 7.2 de la presente Ley cuando de ello no se deriven graves perjuicios
para la población
afectada. El Artículo 7.2 está relacionado con los tiempos de atención de incidencias y tiempos de reposición y normalización del servicio (ver apartado 6.7 de esta tesis). En este sentido se incumpliría en toda incidencia en AT o MT en la que el tiempo de reposición del 100% del mercado afectado fuera superior a 6 horas, independientemente del tipo de zona de suministro al que afecte (urbana, semiurbana, rural concentrada o rural dispersa) Infracciones muy graves: • Las infracciones graves cuando durante los tres años anteriores a su comisión hubiera sido impuesta al infractor sanción firme por el mismo tipo de infracción. Se entiende que la aplicación de este régimen sancionador va dirigido a evitar grandes incidentes, como los ocurridos por la pérdida completa de subestaciones que alimentan a los grandes núcleos de población, pero de su aplicación directa sobre todo tipo de incidencia pueden derivar costes desproporcionados para las empresas distribuidoras. Página | 112
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A continuación se ha realizado un ejercicio de cuantificación de las posibles sanciones aplicables en un año a una empresa distribuidora, realizando para ello una consulta al sistema de registro de incidencias durante los cuatro primeros meses del año 2008 en el ámbito de la Comunidad de Madrid. En estos meses se detectan 26 situaciones en las que se excede el tiempo máximo de 6 horas para la reposición total del último cliente, ninguno de ellos relacionado con gran incidente en zona urbana. De las 26 situaciones detectadas, 8 se refieren a incidencias en red de BT de centros de transformación, que se excluyen de los supuestos según el Artículo 7.2 de la Ley. En las 18 situaciones restantes se podría llegar a aplicar una infracción grave a la primera y las siguientes podrían ser todas ellas muy graves, por haberse repetido en menos de tres años. La cuantía anual estimada, extrapolando esta situación a un año completo, podría oscilar entre 307.8 M€ y 1.548 M€ a discreción del regulador. Estos valores pretenden dar sólo órdenes de magnitud y dependerán en cada caso de la empresa distribuidora y el año de incidencias analizado. Cuatro
Sanción
Sanción máxima
meses
mínima anual
anual
Incidencias muy graves
17
306.000.000
1.530.000.000
Incidencias graves
1
1.800.000
18.000.000
307.800.000
1.548.000.000
TOTAL
Tabla 10. Rango de sanciones
Del análisis de estos valores tan elevados a la vez que variables se puede obtener como conclusión que la pretensión del regulador no sea exigir la aplicación literal de la ley, salvo en aquellos casos en los que se produjeran grandes incidentes, puesto que de dicha aplicación literal se derivarían unos importes de sanciones en muchos casos desproporcionados. Además de la inseguridad jurídica que esto provoca, plantea el problema de que estas penalizaciones pueden ser exigidas por cualquier ciudadano que sufra un corte de suministro superior a seis horas, en cuyo caso el regulador difícilmente podría evitar la imposición de las sanciones mínimas (que para el supuesto anterior se han estimado en 307,8 M€ anuales). Página | 113
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5.4.3 Incumplimiento de plazos El Decreto 19/2008 establece los siguientes plazos: • Antes del 16 de Abril de 2009, todo suministro situado en zona urbana pertenecerá a un mercado principal y, al menos, a un mercado secundario antes del 16 de abril de 2009. • Plazo de un año para adaptar los equipos auxiliares de emergencia y registros de incidencias. Según esto la fecha límite sería 14 de Marzo de 2009. • Plazo de dos años para adecuar las potencias, alimentaciones y líneas de salida de las instalaciones a lo indicado en el Decreto 19/2008. Según esto la fecha límite sería 14 de Marzo de 2010. El Decreto tiene en cuenta que estos plazos pueden no ser factibles de conseguir y permite a las empresas distribuidoras prorrogar dicho plazo en aquellos casos que así se justifique. Esta situación puede darse en la mayoría de los casos en los que para cumplir con los requerimientos establecidos por el Decreto 19/2008 sean necesarias nuevas subestaciones y nuevas líneas de MAT, AT y MT, por lo que en este aspecto el cumplimiento del Decreto 19/2008 resultaría en la práctica inviable. Esto es debido a que los plazos para la obtención de todos los permisos y autorizaciones necesarios para iniciar la construcción de una nueva infraestructura son elevados y pueden superar en algunos casos el plazo de dos años establecido como límite. Algunos de los puntos más críticos en los plazos para el desarrollo de infraestructuras son: • Obtención de suelos con la calificación urbanística adecuada y que sean además
técnicamente
viables
para
la
construcción
de
nuevas
subestaciones. En algunos casos, debido al rechazo social que provocan las nuevas instalaciones, los terrenos que se ponen a disposición de las empresas distribuidoras suelen estar muy alejados de los centros de carga, con el consiguiente mayor desarrollo de la red de Media Tensión necesaria, y las parcelas no cumplen los requisitos de Página | 114
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calidad mínimos para la construcción de la subestación (accesos, desmontes, nivel freático, etc). • Obtención de la autorización para la conexión a la red de transporte en aquellas subestaciones que se alimenten en 220 kV. • Tramitaciones para el desarrollo de nuevas infraestructuras aéreas en Alta Tensión, como por ejemplo Declaración de Impacto Ambiental, Planes Especiales de Infraestructura, obtención de Declaración de Utilidad Pública, licencia municipales, estudios arqueológicos, etc. Esta problemática ocurre por ejemplo en el desarrollo de redes de AT en zonas rurales, que alimentan a varias subestaciones de reparto a través de una línea aérea de elevada longitud en zonas protegidas por ejemplo por consideraciones medioambientales y/o arqueológicas, y en las que la solución para cumplir con los requerimientos de garantía de suministro sea mallar la línea, mediante la construcción de una nueva línea de AT o desdoblando la línea existente. En estos casos, el período dedicado a las tramitaciones pueden superar los tres o cuatro años. • Obtención de trazados para líneas subterráneas de MAT, AT y MT. A la hora de proyectar los trazados de las nuevas líneas subterráneas se busca llevarlas por vía pública y zonas consolidadas en las que se facilita la ubicación del cable en caso de tener que abrir para reparar una avería. Esto puede encontrarse con varias dificultades: -
En
zonas
urbanas,
donde
las
líneas
deben
ser
todas
subterráneas, puede haber dificultad para la obtención de licencias debido a la saturación de servicios en la vía pública, saturación de servicios en galerías y situación de calles protegidas, es decir, que una vez abiertas no pueden volver a abrirse en un plazo determinado que puede durar varios años. Esto puede afectar a las líneas de todos los niveles de tensión, teniendo en el caso de las líneas de MAT y AT unas limitaciones técnicas adicionales como son los radios de curvatura elevados, ejecución de cámaras de empalme e incompatibilidad con otros servicios.
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-
Paralelismos con carreteras. La gestión del permiso para llevar la traza paralela a una carretera se puede complicar si se tiene previsto ampliar carriles a futuro, ya que podría dar lugar a permisos en precario y posteriores retranqueos.
-
Cruces y paralelismos con vías pecuarias. En zonas rurales encontrar
trazados
por
zonas
consolidadas
puede
ser
complicado, una posibilidad es llevarlo por vías pecuarias pero la obtención de estos permisos es muy compleja además de requerir el pago de cánones anuales. De todo lo anterior se extrae como conclusión que es necesario agilizar al máximo todos los procedimientos de tramitaciones y establecer además unos plazos más realistas para el cumplimiento de los requerimientos del Decreto, que se estima no debiera ser inferior a cinco años. 5.5 Influencia Autónomas
en
desarrollos
normativos
de
otras
Comunidades
En los últimos años se han dado situaciones de grandes incidentes en grandes núcleos de población de otras Comunidades Autónomas, como por ejemplo el que tuvo lugar en el verano 2007 en Barcelona, debido a la caída de un cable de alta tensión en la subestación eléctrica de Collblanc en L'Hospitalet de Llobregat, que afectó a la alimentación de varias subestaciones, y a su vez al suministro, según fuentes periodísticas, de unos 350.000 clientes de casi toda Barcelona y su área metropolitana, así como a hospitales, servicio de Metro y Ferrocarriles de la Generalitat. Ante
estos
incidentes,
la
Generalitat
de
Cataluña
también
está
desarrollando una nueva normativa de Garantía y Calidad de Suministro Eléctrico, que aunque no está aprobada en este momento, se espera incluya requerimientos similares a los de la Ley ya aprobada en la Comunidad de Madrid. Aunque no se dispone del desarrollo de dicha ley, por fuentes periodísticas se podría determinar que los puntos principales son:
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• Obliga a que todo cliente esté conectado a dos subestaciones (criterio de mercado principal y secundario). • Exige que en un plazo de dos años todos los municipios de más de 2.000 habitantes formen parte de una "red mallada", es decir, que no estén sólo alimentados por un extremo, sino que tengan una doble fuente de alimentación. • El texto también obliga a que toda la red de media tensión sea de 25 kV (según Endesa, el 60% del tendido barcelonés es de 11 kV). • El restablecimiento del servicio por un corte debe realizarse en un máximo de dos horas para un mínimo del 90% de los clientes afectados. (Fuente: http://www.elpais.com/articulo/cataluna/Endesa/calcula/ley/electrica/le/cuesta/3 500/millones/elpepiespcat/20080514elpcat_9/Tes) Como se puede ver, la línea que sigue este desarrollo normativo es similar al de la Comunidad de Madrid, estableciendo además requerimientos de cambio de tensión en redes de distribución y unos tiempos de reposición incluso más restrictivos que los del Decreto 19/2008. 5.6 Costes para las empresas distribuidoras A continuación se explica la influencia de la aplicación de una normativa como la del Decreto 19/2008 en los costes en los que incurriría la actividad regulada de distribución: • La distribución de electricidad es una actividad regulada, cuya retribución es aprobada anualmente por el Estado. Dicha retribución se calcula teniendo en cuenta los costes incurridos por las empresas distribuidoras para el desarrollo de esta actividad, suponiendo el cumplimiento de los criterios de calidad de servicio establecidos en la normativa estatal (RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006). La aplicación de criterios de calidad superiores no estaría reconocida en la retribución actual, y por lo tanto no serían de aplicación en tanto en cuanto la retribución los contemplara en su cálculo. Página | 117
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• El criterio de fallo de subestación es muy exigente y no está recogido en la normativa estatal. Su aplicación tiene como consecuencia lógica la necesidad de desarrollar nuevas infraestructuras no planificadas bajo el criterio de fallo simple (n-1), que podrían incluso duplicar las infraestructuras existentes. • Cada empresa distribuidora debe realizar el análisis del cumplimiento del criterio de fallo de subestación, según indica el Decreto 19/2008 en el caso de la Comunidad de Madrid, y evaluar las nuevas infraestructuras que como consecuencia resulten necesarias y el coste total de las mismas. • Este coste extraordinario y su impacto en el sistema eléctrico no ha sido evaluado a la hora de aprobar la reglamentación de las Comunidades y tampoco ha sido tenido en cuenta en la retribución de la actividad de distribución. • En el RD 222/2008 está previsto aplicar una metodología para el cálculo de la retribución de la distribución que introduce un incentivo o penalización por calidad de suministro asociado al nivel de cumplimiento de los índices TIEPI y NIEPI zonales en el año, que como se ha visto en esta tesis no guarda relación con la aplicación del requerimiento adicional de cumplimiento de fallo total de subestación introducido por la reglamentación de las Comunidades. La fórmula de este incentivo por calidad Qin-1 es la siguiente:
Dónde: Rin-1, retribución reconocida por la actividad de distribución a la empresa distribuidora i en el año n-1 del periodo regulatorio
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βiU, factor de ponderación de la zona urbana a efectos del incentivo de calidad para la empresa distribuidora i. El resto de términos y factores son similares pero para el resto de zonas: semiurbana (SU), rural concentrada (RC) y rural dispersa (RD). Los valores de TIEPIREAL,n-1 y NIEPIREAL,n-1 son los valores del TIEPI y NIEPI calculados durante el año n-1 de acuerdo a la en cada una de las zonas Urbana, Semiurbana, Rural Concentrada y Rural Dispersa. Los valores de TIEPIOBJETIVO,n-1 y NIEPIOBJETIVO,n-1 para cada una de las zonas son los valores del TIEPI y NIEPI establecidos como límites de cumplimiento de la continuidad de la calidad zonal, vigentes en el año n-1. • El incentivo de calidad, según el RD 222/2008 Anexo I, tomará valores que podrán oscilar entre el ±3% de la retribución reconocida en el año anterior. Tomando como ejemplo los valores que se indican en el RD 222/2008 Disposición adicional primera, para la retribución del año 2007 (Ri2007), y suponiendo que cada empresa consiga alcanzar el nivel máximo del 3%, el valor máximo del incentivo por mejora de la calidad sería el siguiente:
R2007 Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U.
Incentivo máximo calidad (3%)
1.297.585.000
38.927.550
Unión Fenosa Distribución, S.A.
603.888.000
18.116.640
Hidrocantábrico Distribución, S.L.U.
123.142.000
3.694.260
1.429.484.000
42.884.520
283.382.000
8.501.460
Endesa (peninsular) Endesa (extrapeninsular)
Tabla 11. Incentivo máximo de calidad según RD 222/2008
• Este incentivo representa el total para cada distribuidora, en todas sus zonas de distribución. Si en algunas de estas zonas aplica la reglamentación de garantía de suministro relacionada con el fallo de subestación, es de esperar que una vez realizado el estudio de las Página | 119
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nuevas infraestructuras necesarias, el coste necesario para cumplir con los requerimientos en los plazos establecidos será muy superior a dicho incentivo. Se puede tomar como referencia el coste estimado para la resolución de un problema concreto en el apartado 5.1.4 de esta tesis, que asciende a unos 11,525 mill€ y que sólo ello representaría por ejemplo más del 25% del máximo incentivo de calidad anual que aplicaría a toda la distribución peninsular de Endesa. De hecho, según información de un artículo en internet del periódico El País, la empresa distribuidora Fecsa-Endesa afirma que la ley que está en fase de aprobación en Cataluña supondría una inversión de 3.500 mill. (Fuente: http://www.elpais.com/articulo/cataluna/Endesa/calcula/ley/electrica/le/cuest a/3500/millones/elpepiespcat/20080514elpcat_9/Tes) • La conclusión de esto es que tanto en la aprobación de la normativa adicional de garantía de suministro de las Comunidades como en la metodología de la retribución de la distribución, no se ha sido tenido en cuenta el coste de la aplicación de estos nuevos requerimientos, quedando un vacío en la definición de quien debe soportar dichos costes. Si este aspecto no se resuelve y se traslada directamente este esfuerzo inversor a las empresas distribuidoras, el cumplimiento de dichos requerimientos será económicamente inviable. • Otro problema adicional en la metodología de la retribución según el RD 222/2008 es que se asigna por distribuidor, no teniendo en cuenta si el mismo distribuye en zonas donde existan leyes aprobadas con unas garantías especiales de suministro o no. Esto puede llevar a las distribuidoras a focalizar sus inversiones en aquellas Comunidades donde estos requerimientos adicionales existan y que coinciden con zonas más urbanas y desarrolladas, en detrimento de las inversiones para mejora de la calidad en Comunidades sin reglamentación al respecto.
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Los mecanismos que podrían resolver los inconvenientes económicos anteriores son: • Incluir dentro del cálculo de la retribución para cada distribuidora un término que contemple la inversión extraordinaria por aplicación de criterios de calidad superiores a los de la normativa estatal en algunas de sus zonas de distribución • En el RD 222/2008 Disposición transitoria quinta, se indica que las empresas distribuidoras a las que apliquen, en algunas de sus áreas, normativas específicas sobre redes de distribución que establezcan unos niveles de calidad superiores a los fijados por la normativa estatal y que supongan unos mayores costes en la actividad de distribución, podrán establecer convenios con las Comunidades Autónomas. Esto supone en la práctica que las propias Comunidades asuman parte de los costes
introducidos
por
las
leyes
aprobadas
dentro
de
sus
competencias. Esto dependerá en cada caso de la Comunidad Autónoma y a priori resulta complicado de materializarse. • La Ley 17/2007, de 4 de Julio, indica en el Artículo 18 Apartado 5 que en caso de que las actividades eléctricas fueran gravadas con tributos de carácter autonómico o local, cuya cuota se obtuviera mediante reglas no uniformes para el conjunto del territorio nacional, a la tarifa de último recurso se le podría incluir un suplemento territorial, que podrá ser diferente en cada Comunidad Autónoma o entidad local. De esta forma se reconoce la posibilidad de incrementar las tarifas a los clientes en sus zonas en un suplemento territorial, para por ejemplo retribuir a las empresas distribuidoras el sobrecoste por los requerimientos adicionales de garantía de suministro que aplican en dicha Comunidad. Esto dependerá también de cada Comunidad Autónoma y resultará complicado de materializar, debido al impacto social que podría tener un incremento de la tarifa, a pesar de resultar lógico que los consumidores de las zonas con garantías especiales paguen por ello más que aquellos que no las tienen. • Por último, si se prevé que estos nuevos criterios se vayan a extender a más Comunidades Autónomas, debiera plantearse a nivel estatal la Página | 121
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necesidad de una modificación y unificación de los criterios de garantía de suministro, evaluando previamente a nivel estatal el coste de la aplicación de dichos criterios y estableciendo una metodología que reconociera en la retribución las inversiones necesarias debidas a estos nuevos criterios.
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6. CONCLUSIONES FINALES Se resumen a continuación las conclusiones más importantes del desarrollo de los apartados de esta tesis: • En la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico se define la distribución de electricidad como una actividad regulada, cuya retribución es aprobada anualmente por el Estado y que debe reconocer los costes incurridos por las empresas distribuidoras para el desarrollo de esta actividad. • Las empresas distribuidoras son responsables del cumplimiento de la calidad de servicio regulada por el RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006. • Aunque es posible diseñar las redes de distribución para cumplir con requerimientos de calidad de servicio superiores a los exigidos por la normativa estatal, en la práctica esto supone un incremento de inversión en desarrollo de redes que no está reconocido dentro de la retribución que percibe la actividad de distribución más allá del incentivo de calidad del RD 222/2008. • Las Comunidades Autónomas tienen competencias para regular en relación a la prestación del servicio eléctrico en el ámbito de sus comunidades, pero antes de la aprobación de cualquier requerimiento adicional debe verificarse y evaluarse su viabilidad, especialmente en lo que respecta a la inversión necesaria y su reconocimiento en la retribución de las empresas distribuidoras. • En el caso de la Comunidad de Madrid, la aplicación de los requerimientos de calidad de suministro definidos por la Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008 introduce un nuevo criterio de planificación de redes basado en el cumplimiento de fallo de subestación, de muy baja probabilidad y mucho más estricto que el criterio habitual de fallo simple (n-1). El criterio de fallo de subestación no ha sido aplicado en la planificación tradicional de la red de distribución o en la de transporte, y no está relacionado con los límites de los índices de calidad de suministro TIEPI y NIEPI definidos en la normativa estatal a través del el RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006. Página | 123
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• Es de esperar que la normativa de la Comunidad de Madrid se extienda a otras Comunidades Autónomas, como es el caso de Cataluña, donde está en fase de aprobación una ley de garantía de suministro en la línea de la de Madrid. • El cumplimiento del criterio de fallo de subestación es deseable en entornos urbanos con el fin de evitar grandes incidentes, pero del estudio de cobertura de demanda ante fallo de subestación se obtendrá como conclusión la necesidad de nuevas infraestructuras eléctricas (nuevas subestaciones y nuevas líneas en todos los niveles de tensión), que en muchos casos resultarán redundantes, con el consiguiente impacto social, medioambiental y económico. • Su aplicación dará lugar por lo tanto a inversiones elevadas que no están reconocidas en la retribución de la distribución según el RD 222/2008 y no han sido tenidas en cuenta para la aprobación de la normativa en la Comunidad Autónoma de Madrid. • En el caso de Cataluña, la empresa distribuidora Fecsa-Endesa estima en 3.500 mill€ la inversión en nuevas infraestructuras por la aplicación de los nuevos criterios. • Es necesario establecer mecanismos que hagan económicamente viable la aplicación de estos requerimientos adicionales, reconociendo a las distribuidoras la inversión para cumplimiento de los requerimientos adicionales dentro de la metodología de la retribución. Otra opción sería establecer convenios con las Comunidades Autónomas (según se contempla en el RD 222/2008) o introducir suplementos territoriales a las tarifas de último recurso de la zona donde se disfrute de esta garantía superior al resto del Estado (según se contempla en la Ley 17/2007). • Para evaluar el impacto del nuevo criterio de fallo de subestación, las empresas distribuidoras deben estudiar la cobertura del mercado y la potencia no garantizada (PNG) por fallo de subestación, para lo cual es fundamental tener en cuenta la red de MT, sus características y topología. Esto hace necesario contar con herramientas de modelización de redes de MT realistas y de análisis de contingencias en redes radiales. La aplicación más robusta y contrastada sobre la que deben Página | 124
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funcionar estas herramientas es el PSS/E, aplicado a nivel mundial para el análisis de redes de Muy Alta y Alta Tensión. • Aunque el uso de equipos de emergencia como subestaciones móviles podría suministrar una parte importante del mercado afectado ante grandes incidentes en zonas urbanas como el fallo total, en la práctica se encuentra con una serie de inconvenientes técnicos que pueden desaconsejar en algunos casos su uso, por lo que el apoyo ante el fallo de subestación debiera venir en su mayor parte a través de la red de MT. • La ejecución de las nuevas infraestructuras en los plazos que marcan estas normativas es inviable. En el caso de la Comunidad de Madrid es de dos años, pero no se estima un plazo inferior a cinco años en el supuesto de poder hacer frente al esfuerzo inversor. • Según el Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, la empresa distribuidora está obligada a poner a disposición de los nuevos suministros en zona urbana un punto de conexión que cumpla el criterio de mercado principal y secundario, lo que tendrá como consecuencia un incremento de las infraestructuras de nueva extensión que deben ejecutar y costear los nuevos clientes, en base a lo establecido en el RD 222/2008. • Podrían llegar a darse sanciones desproporcionadas a las empresas distribuidoras por la aplicación estricta de la Ley 2/2007 y de los requerimientos del Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, que introduce inseguridad jurídica ante el origen de dichas sanciones. • Si
se
introducen
requerimientos
adicionales
a
las
empresas
distribuidoras en materia de garantía de suministro eléctrico, deben evaluarse también dichos requerimientos en la red de transporte, con el fin de no obviar la dependencia que tiene la distribución con respecto del transporte para su correcto funcionamiento.
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7. BIBLIOGRAFÍA •
Ley 54/1997, de 27 noviembre, del Sector Eléctrico.
•
Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad.
•
Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
•
Orden ECO/797/2002, de 22 de marzo, por la que se aprueba el procedimiento de medida y control de la continuidad del suministro eléctrico.
•
Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007. Modificación de los límites de calidad con respecto a los definidos en el RD 1955/2007
•
Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico de la Comunidad de Madrid.
•
Ley 4/2007, de 13 de diciembre, por la que se modifica la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid, adaptándola a la Ley Estatal 17/2007, de 4 de julio.
•
Decreto 19/2008, de 13 de marzo, del Consejo de Gobierno, por el que se desarrolla la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid.
•
Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suministro eléctrico en Extremadura.
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•
Decreto 58/2007, de 10 de abril, por el que se regula el procedimiento de control de la continuidad en el suministro eléctrico y las consecuencias derivadas de su incumplimiento. (Extremadura)
•
Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica.
•
Decreto 131/1997, de 16 de Octubre (Comunidad de Madrid) por el que se fijan los requisitos que han de cumplir las actuaciones urbanísticas en relación con las infraestructuras eléctricas.
•
Resolución de 22 de marzo de 2005, de la Secretaría de la Energía, por la que se aprueba el Procedimiento de Operación 13.1 «Criterios de Desarrollo de la red de transporte», de carácter técnico e instrumental necesario para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico. (http://www.ree.es/operacion/pdf/po/PO_resol_22Mar2005.pdf)
•
Evolución de los índices de calidad 2003-2006, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio: (http://www.mityc.es/Electricidad/Seccion/Calidad/IndicesAgregados/)
•
“Tool for reconfiguration of large-scale distribution networks”. Autores: A. González, F. M. Echavarren, L. Rouco and T. Gómez. (Universidad Pontificia
Comillas),
J.
Cabetas
(Iberdrola
Distribución
SAU).
Presentado en PSCC 2008-Power System Computations, Glasgow. •
Artículo periodístico sobre la ley de de garantía y calidad de suministro en la Cataluña:
http://www.elpais.com/articulo/cataluna/Endesa/calcula/ley/electrica/le/cuest a/3500/millones/elpepiespcat/20080514elpcat_9/Tes
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