Pontificia Universidad Católica de Chile Departamento de...

Trabajo de Investigación

Modelos internacionales de respuesta

de reposición eléctrica y experiencia aplicable a Chile

Pontificia Universidad Católica de Chile

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Mercados Eléctricos

Trabajo de Investigación

Modelos internacionales de respuesta ante emergencias extremas


Santiago, 24 de mayo de 2009

Pontificia Universidad Católica de Chile

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Mercados Eléctricos – IEE3372

Profesor:

Integrantes:

Hugh Rudnick

Eduardo Pereira Bonvallet

Sebastián Püschel Løvengreen

ante emergencias extremas


Hugh Rudnick

Eduardo Pereira Bonvallet

Sebastián Püschel Løvengreen

IEE3372 Mercados Eléctricos Modelos Internacionales de Reposición y Experiencia en Chile

Universidad Católica de Chile | 1.- Introducción 2

ÍNDICE

1.- INTRODUCCIÓN 3

2.- OBJETIVOS 4

3.- ANTECEDENTES 5

3.1.- Condiciones de falla 5

3.2.- Análisis de Apagones Internacionales 7

4.- REPOSICIÓN DE SERVICIO 13

4.1.- Recuperación desde una situación de aislamiento local o pérdida de demanda. 13

4.2.- Recuperación desde un Black-Out 15

4.2.1.- El balance demanda-generación 15

4.2.2.- El balance de reactivos del sistema 16

4.2.3.- Estado de los sistemas de control y protección 17

4.3.- Estrategias de Restauración de un sistema 17

4.3.1.- Preparación para la restauración 18

4.3.2.- Restauración 18

4.3.3.- Problemas encontrados en el proceso de restauración 22

5.- ANÁLISIS DE CASOS 24

5.1.- Sistema Chileno 24

5.1.1.- Exigencias para el Plan de Recuperación de servicio 24

5.1.2.- Análisis de los planes de recuperación de servicio en Chile 26

5.2.- Operador independiente del Sistema de California (EEUU) 29

5.3.- Sistema Brasileño 31

5.4.- Sistema Neozelandés 33

5.5.- El sistema RECRÉ: plan de restauración para el sistema de Hydro-Québec 34

5.6.- Metodologías de pago del servicio partida en negro 35

6.- RECOMENDACIONES PARA EL SISTEMA CHILENO 38

7.- CONCLUSIONES 42

8.- REFERENCIAS 44

9.- ANEXOS 46

9.1.- Anexo 1: Plan de Recuperación de Servicio (PRS) del SING 46

9.2.- Anexo 2: Plan de Recuperación de Servicio (PRS) del SIC 53


Universidad Católica de Chile | 1.- Introducción 3

1.- Introducción

Los sistemas eléctricos de potencia actuales tienen un nivel elevado de confiabilidad,

como consecuencia de la interconexión y del manejo adecuado de los componentes de estos

sistemas, en términos de la operación, planificación de los mantenimientos e inspecciones. No

obstante, aún existe la probabilidad de que, como consecuencia de algún evento inesperado, un

cierto número de unidades generadoras y consumos se separen de la red, dejando amplias zonas

sin suministro.

El manejo de las emergencias en el sistema eléctrico no es un problema nuevo y juega un

rol fundamental en la delicada definición de las políticas del desarrollo energético de un país,

particularmente en la definición de los objetivos y prioridades para la recuperación del servicio,

debido al impacto económico y social asociado.

Después del apagón total o parcial, el sistema debe ser recuperado rápidamente para

minimizar los tiempos de falta de suministro. Este proceso es conocido en la literatura como

“Black Start” y consiste en términos generales en utilizar recursos con capacidad de partida

autónoma para alimentar los servicios auxiliares de plantas generadoras más grandes y con rápida

toma de carga, permitiendo la reconexión de líneas de transmisión, luego de otros generadores

más lentos y paralelamente de los consumos, reconstruyendo en etapas la topología del sistema.

El proceso de recuperación es abordado de distintas maneras tanto en los sistemas con

esquemas de mercado como los verticalmente integrados, no tan solo desde el punto de vista

técnico y de la toma de decisiones, sino que también del reconocimiento de los costos y los

incentivos a participar del proceso. Los servicios que apoyan el proceso de recuperación del

sistema son generalmente clasificados dentro de los servicios complementarios (Ancillary

Services).

Tomando en consideración lo expuesto anteriormente, en el presente informe se realiza

una revisión de los modelos internacionales de recuperación del servicio existentes en los

principales sistemas eléctricos. Dentro de los objetivos del trabajo se encuentra la determinación

del estado actual de la estructura del modelo chileno, analizando las buenas prácticas, señalando

deficiencias y proponiendo mejoras.

En primer lugar se revisan los antecedentes de las principales causas de los apagones y se

describen los casos internacionales más actuales y de mayor impacto a nivel mundial. Luego, se

trata íntegramente el proceso de recuperación del sistema y se realiza un estudio de los planes de

recuperación del servicio de los sistemas nacionales así como a nivel internacional, citando a

sistemas importantes como el de Brasil, Nueva Zelanda y California. Además, se analizan los

distintos esquemas de pagos de este servicio existentes a nivel mundial.

Finalmente se realiza un análisis crítico de los puntos más relevantes del proceso de

recuperación de servicio actual en Chile, señalando el estado de estos procesos respecto de lo

apreciado en otros sistemas y se proponen mejoras en distintas áreas como los sistemas de

comunicación, los esquemas de incentivos a la prestación del servicio y al análisis de las

instalaciones.


Universidad Católica de Chile | 2.- Objetivos 4

2.- Objetivos

• Revisar el estado del arte de las medidas internacionales para enfrentar contingencias

extremas en los sistemas eléctricos.

• Investigar/Establecer criterios de comparación entre los esquemas de acción. Comparar

los modelos.

• Determinar el estado actual de la estructura chilena de prevención y acción frente a

contingencias. Señalar deficiencias y proponer mejoras.


Universidad Católica de Chile | 3.- Antecedentes 5

3.- Antecedentes

A continuación se describen de manera general las causas más típicas de un Black Out y

además se analizan algunos casos históricos importantes a lo largo del mundo.

3.1.- Condiciones de falla

Los factores que definen la severidad de una perturbación se describen a continuación:

� Pérdida de Generación

Corresponde a la forma más frecuente de perturbación. La magnitud de la pérdida

con respecto a la cantidad de generación inicial total y las transferencias del sistema, y los

márgenes de capacidad respectivos, serán una medida de la severidad. La peor forma de

este tipo de perturbación sería la falla en una barra o en un interruptor de la subestación

de alta tensión de una planta generadora mayor o una falla que involucre a múltiples

circuitos en líneas de transmisión entre esta subestación y el sistema de transmisión

troncal. En los peores casos, el total de la potencia de salida de la central se perderá.

Debido a esto, la restauración de la generación puede involucrar componer bloques de

potencia pequeños en respuesta a problemas particulares en la subestación hasta bloques

que involucran la capacidad total de una planta debido a la pérdida de conexión por fallas

en el sistema de transmisión.

� Pérdida de Transmisión

Esta alteración también es frecuente, cuya severidad puede variar desde la

pérdida de uno o dos circuitos debido a sobretensiones (p.ej. rayos) hasta secciones

completas de la red. Este último caso puede resultar por accionamientos secuenciales de

protecciones debido a condiciones de voltaje o corriente perturbadas, las cuales se

difunden por el sistema, hasta por condiciones climáticas severas. En este caso, el sistema

reducido puede experimentar desconexiones secuenciales por sobrecorrietes o

condiciones de tensión baja. Las estrategias de restauración deben ser capaces de lidiar

con estados de la red que vayan desde uno o dos circuitos fuera de operación, hasta la red

completa desenergizada.

� Pérdida de Demanda

La pérdida de demanda resulta ser más bien una consecuencia de la pérdida de

generación o transmisión que un evento en sí mismo. La pérdida puede variar desde una

subestación hasta todo el sistema. Una de las causas inmediatas más frecuentes de

amplias pérdidas de demanda puede ser la operación de relés de baja frecuencia. Las

estrategias para restaurar demanda involucran todas las otras áreas de restauración y

existirán condiciones de prioridad que deben ser consideradas.



� Pérdida de compensación reactiva

Este problema resulta potencialmente serio en voltajes dentro o cercanos a las

tolerancias normales, puesto que ellos resultan críticos para asegurar una operación

viable. Condiciones de bajo voltaje, particularmente si se ha extendido por el sistema,

requerirán acciones rápidas; aumentar excitación de los generadores, desconectar

demanda, sincronizar plantas de respuesta rápida, conexión/desconexión de

compensación reactiva, etc. Si los bajos voltajes no son reparados, esto puede resultar en

inestabilidad de voltaje o colapso del sistema.

� Pérdida de conexiones externas

La pérdida completa de conexiones externas es infrecuente, principalmente

debido a la configuración de la mayoría de las interconexiones. Dependiendo de las

condiciones del sistema antes de esta contingencia, el efecto se asociará a una o más de

las alteraciones anteriormente descritas.

Algunos aspectos generales asociados a la restauración de sistemas deben ser revisados

antes de poder dar forma a estrategias de recuperación. Se destacan los siguientes:

� Dar prioridad a la restauración del sistema o a la restauración de la demanda es una

disyuntiva importante, debido a que en las etapas tempranas de la restauración es posible

conectar los circuitos que estructuran la red troncal o aquellos que suplen la demanda.

Como se apreciará más adelante, es más común comenzar por establecer la estructura

central del sistema antes que sus apéndices.

� Otra dualidad que se debe zanjar previa estructuración de los planes de restauración es si

se debe considerar la posibilidad de fallas adicionales durante el periodo de restauración,

lo cual está relacionado a comenzar la conexión de carga sin asegurar que el suministro es

seguro o, alternativamente, proveyendo seguridad en primer lugar, retardando la

restauración.

� El nivel de calidad de servicio durante el proceso de restauración es otra variable que se

puede manejar a priori y cuya especificación queda libre de acuerdo al criterio del

restaurador. Las condiciones de voltaje y frecuencia no deben ser tales que dañen o

disminuyan la vida de equipos o consumidores. Si la restauración involucra la

sincronización con otro sistema, las frecuencias de los dos sistemas deben ser muy

similares, al igual que la magnitud y la fase al momento de conectar.



3.2.- Análisis de Apagones Internacionales

Durante los últimos años, el número de apagones a nivel mundial se ha incrementado de

tal manera que, en promedio, se ha presentado al menos un apagón de gran magnitud por año. A

continuación se listan e ilustran los principales apagones en el mundo en los últimos 20 años.

� New York Power Pool, Septiembre 22 de 1970

� Nueva Zelanda y Dinamarca, 1979

� Florida, Diciembre 28 de 1982

� Francia, Diciembre 19 de 1978 y Enero de 1987

� Norte de Bélgica, Agosto 4 de 1982

� Suecia, Diciembre 27 de 1893

� Japón, Julio 23 de 1987

� Estados Unidos, Julio 2 de 1996

� Oeste de Estados Unidos, Agosto de 1996

� Sur y Sur este de Brasil, 1999

� Suecia y Dinamarca, Septiembre 23 de 2003

� Italia, Septiembre 28 de 2003

� Noreste de Estados Unidos, Agosto 14 de 2003

� Java-Bali, Indonesia, 2005

� UCTE (Europa), Noviembre 4 de 2006

� Brasil y Paraguay, Noviembre de 2009

Figura 3.1: Principales colapsos de voltaje en el mundo.



Apagón en Brasil, Marzo de 1999

El 11 de Marzo de 1999 ocurrió en Brasil el apagón más grande registrado hasta esa época,

afectando un número estimado de 75-97 millones de personas. La reacción en cadena comenzó

cuando un rayo impactó una subestación en Bauru, Sao Pablo, causando la desconexión de las

líneas de 400 kV. En esa época, la estructura eléctrica en Brasil estaba en una crisis, con pocas

inversiones en mantenimientos y ampliamientos de la red y por lo tanto, con pocas líneas de 400

kV que lleva la energía desde el río Paraná hacia la ciudad, la desconexión resultó en una

desconexión de un gran número de generadores. Las líneas que conectan a la central Itaipú

también no pudieron soportar la sobrecarga y se desconectaron, resultando en una sobre

frecuencia en el sur de Sao Pablo debido al exceso de generación en ese subsistema,

desconectándose otras unidades generadoras, agravando el problema en la zona que quedó en

condiciones de baja frecuencia, donde los sistemas de desconexión de carga no fueron suficientes,

causando la separación del sistema en múltiples islas.

Apagón en Estados Unidos y Canadá, Agosto de 2003

El 14 de Agosto de 2003, aproximadamente a las 4:15 PM, ocurrió uno de los apagones

más grandes de la historia, afectando a más de 45 millones de personas en 8 Estados de Estados

Unidos y a otras 10 millones en Ontario en Canadá. Según el ISO de New York (NYISO) antes de la

falla el sistema se encontraba en operación normal, sin grandes desconexiones por

mantenimientos programados.

Figura 3.2: NYISO antes del apagón del 14 de Agosto de 2003.



Desde la interconexión con el PJM (Pennsylvania-New Jersey Interconnection) se registró

una subida masiva estimada de 3500 MW a través de New York y hacia el oeste en Ontario, lo que

provocó la desconexión del PJM con el NYISO y que en unos pocos segundos se desconectaran las

interconexiones con el ISO de New England, desconectando todo el este de New York, y la

conexión con Ontario. Como resultado, el NYISO se separó en dos islas y además se separó el

oeste de New York y el sistema de Ontario.

Figura 3.3: Estado final de interconexión del NYISO.

Las severas oscilaciones de frecuencia en la isla del oeste causaron la desconexión de un

gran número de ciclos combinados y plantas nucleares, además de las decisiones de desconexión

por los propios operadores debido a las posibles inestabilidades de los ciclos térmicos

involucrados. De acuerdo a las cifras oficiales, mas de 508 unidades en 265 plantas generadoras se

desconectaron durante el apagón y de un total de 28700 MW antes del apagón, la demanda cayó

a 5716 MW, con una pérdida del 80%

Apagón de Italia, Septiembre de 2003

El 28 de septiembre de 2003, a partir de las 3:25 AM, el sistema eléctrico italiano

experimentó uno de los más grandes apagones en la historia de ese país, afectando un área con

unos 60 millones de habitantes. En unos pocos segundos, la desconexión en cascada de las líneas

de transmisión que interconectan Italia con la parte norte de Europa, provocaron el aislamiento de



la red Italiana con el Continente. La consecuente falta de los flujos de potencia importados fue

seguida por una secuencia de desconexión de unidades generadoras, lo que resultó en un apagón

general en cuestión de minutos.

Debido a razones históricas, el precio de la energía en Italia es bastante más alto que en el

resto de los mercados europeos, y como consecuencia de los altos costos de generación propia y

de las presiones de los grandes consumidores industriales por obtener energía al menor costo

posible, Italia es mayoritariamente importadora de energía barata de los países colindantes.

La interconexión de Italia con el resto del sistema europeo está basada en 6 líneas de 380

kV y 9 líneas de 220 kV, siendo las más importantes las que se conectan a los sistemas de Francia y

a Suiza.

Figura 3.4: Interconexión del sistema Italiano.

Antes del incidente, la situación de importación eran 6651 MW, representando un 24 %

del total de carga 27702 MW,

Programación día anterior [MW]

Importación antes de la falla [MW]

Suiza 3068 3610 Francia 2650 2212 Austria 223 191

Eslovenia 467 638

Total 6408 6651

Tabla 3.1: Interconexión del sistema Italiano.

La sobrecarga de las líneas provocó que los conductores estuvieran más cerca de los

arboles, lo que junto a condiciones ambientales de humedad y viento resultó en un cortocircuito

cercano a un árbol a las 3:01 y la desconexión de una línea al interior del sistema suizo. Los



intentos por cerrar la línea no fueron exitosos provocando la sobrecarga y posterior desconexión

de la parte sur del sistema suizo con el resto del país, disminuyendo (incluso invirtiendo) la

exportación hacia Italia, sobrecargando la interconexión con Francia hasta los 4000 MW. Esta

sobrecarga provocó una rápida baja en la tensión y problemas de estabilidad, lo que sumado a las

altas corrientes, desencadenó la desconexión del sistema Italiano de la red europea. Los planes de

desconexión automática de carga no fueron suficientes para cubrir la gran pérdida de energía no

fueron suficientes debido a la desconexión inesperada de grandes centrales en el norte de Italia,

resultando en un apagón total.

Apagón en el sistema Europeo, Noviembre 2006

Este evento constituye la perturbación más severa experimentada por el sistema

interconectado europeo, afectando un número estimado de 15 millones de personas en más de 10

países, perdiendo 14.5 GW de carga. Las aéreas más pobladas de Alemania y Francia, incluyendo

Paris, parte de Bélgica, Italia, Austria y España se quedaron sin suministro.

Este apagón tuvo su origen en la desconexión de la línea de 380 kV Conneforde-Diele que

cruza el río Ems, en el norte de Alemania, en el área de control de la empresa eléctrica E.ON Netz,

resultando en que el sistema europeo quedó dividido en 3 islas desbalanceadas en carga-

generación después de la desconexión de varias líneas por sobrecarga, tomando cerca de una hora

la resincronización del sistema completo.

Figura 3.5: Esquema del sistema interconectado Europeo dividido en tres aéreas.

El 18 de septiembre de 2006, la empres E.ON Netz recibió un requerimiento desconexión

del doble circuito Conneforde-Diele para que el barco “Norwegian Pearl” pudiera pasar de manera

segura por el río Ems rumbo al mar del norte. La empresa E.On Netz realizó los procedimientos de

seguridad para la desconexión programada, informando a los operadores de red vecinos (RWE


Universidad Católica de Chile | 12

TSO), los que concluyeron que la desconexión sobrecargaría el sistema de transmisión, pero que

se mantendrían dentro de la operación segura.

Figura 3.6: Esquema del sistema de alta tensión en el noroeste de Alemania.

La imposibilidad de ajustar el nivel de la interconexión con Holanda debido a una

anticipación de 3 horas en la desconexión, sumado a cambios inesperados en el flujo de potencia y

una mala coordinación del ajuste de los parámetros en los dos extremos de otro doble circuito de

380 kV (Landesbergen-Wehrendorf) causaron que tras la desconexión de este último, se produjera

un efecto dominó hacia el sur, resultando en la separación del sistema europeo en tres islas con

distintas condiciones de carga-generación.

Apagón en Brasil y Paraguay, Noviembre de 2009

La noche del 10 de Noviembre de 2009 tuvo lugar un gran apagón eléctrico que afectó un

40% del territorio brasileño y a un 100% del paraguayo, siendo el tercer apagón más grande de la

historia, afectando unos 60 millones de personas en Brasil. Este apagón fue causado por la falla de

un transformador en la central Itaipú, causando la pérdida de unos 14 GW de generación, sacando

de servicio la central Itaipú por primera vez en sus 25 años de historia.


Universidad Católica de Chile | 4.- Reposición de Servicio 13

4.- Reposición de Servicio

El objetivo de la restauración de sistemas eléctricos es llevar al sistema al punto en el cual

se satisface la demanda máxima posible a partir de la capacidad de generación y transmisión que

exista y que esto sea llevado a cabo respetando los niveles de frecuencia, voltaje y seguridad

establecidos. La restauración será una combinación de decisiones del operador y de acciones de

los sistemas de control automático.

Existen dos niveles de problema en restauración. En el caso menos severo, la perturbación

o pérdida de carga será relativamente localizada en un sector del sistema y con suerte el resto del

sistema que permanece operativo proveerá una fuente estable de frecuencia y potencia para

arrancar el área afectada. Otra variante será la medida en que la perturbación fue prevista, lo cual

se considerará durante la revisión de las condiciones que existieron para que se produjese la falla y

las decisiones estratégicas que se tomarán para remediarla.

En los antecedentes fueron revisadas las distintas condiciones que pueden encontrarse

luego de una falla, con lo cual se contextualiza a grandes rasgos las áreas involucradas en el

proceso de recuperación. A continuación se ahonda el tratamiento de casos de apagones parciales

y totales.

4.1.- Recuperación desde una situación de aislamiento local o pérdida de demanda.

En contraste a la recuperación desde fallas de gran escala, la información publicada sobre

el manejo de más de una perturbación menor es limitada. Desde algunos puntos de vista, el rango

de acciones y prioridades será mayor que frente a fallas mayores, dado que las anomalías pueden

ser más diversas. Una estrategia razonable para un sistema aislado sería la que se lista a

continuación [16].

(1) Determinar la condición del sistema, en particular aquellos factores que determinan su

viabilidad en el corto plazo; la frecuencia y su tendencia, voltajes fuera de rango y su

tendencia, sobrecargas severas y su tendencia.

(2) Recuperar frecuencia dentro de los límites operacionales.

(3) Implementar acciones esenciales urgentes (e.g. necesarios dentro de los primeros 15

minutos) en generación:

(a) Restablecer carga en unidades nucleares, para evitar envenenamiento del reactor.

(b) Restablecer carga en unidades térmicas grandes para evitar problemas derivados de

expansiones diferenciales.

(4) Actuar inmediatamente para prevenir un deterioro adicional de la situación global

(incluida la desconexión de carga).



(5) Recuperar voltaje dentro de los límites operacionales.

(6) Ajustar generación y demanda.

(a) Para así lograr un sistema seguro contra contingencias factibles.

(b) Para así reducir sobrecargas o flujos de potencia inseguros, i.e. fuera del límite de

estabilidad transiente.

(7) Intercalar la restauración de demanda entre las prioridades anteriores, en la medida que

las condiciones de generación y transmisión lo permitan.

Dependiendo del número de operadores disponibles, incluyendo a cualquiera que pueda

haber sido llamado para asistir el manejo de la alteración, algunas de estas tareas deben ser

llevadas a cabo simultáneamente bajo la coordinación de un operador experimentado, en

particular la verificación permanente del estado de seguridad del sistema. Asumiendo que la

frecuencia del sistema está dentro de los límites, los problemas locales que podrían verificarse en

un sistema de grandes proporciones podrían ser flujos de potencia excesivos, voltajes anómalos,

violación de estándares de seguridad o desconexión local de demanda. El chequeo de las

condiciones del sistema, central, red y necesidades del consumidor establecerán las prioridades de

la reposición, sin embargo, generalmente la secuencia de acciones urgentes tienen la siguiente

estructura:

(1) Implementación de acciones esenciales urgentes en generación.

(2) Seguir los pasos para prevenir un deterioramiento adicional del sistema.

(3) Ajustar generación y demanda para volver seguro al sistema de transmisión.

(4) Intercalar recuperación de demanda en la medida que sea posible.

Las acciones anteriores sucederán normalmente en paralelo.

Conviene especificar brevemente las líneas generales del proceso asociado al chequeo de

la seguridad del sistema durante el proceso de recuperación. Es recomendable que los

operadores encargados de restaurar el sistema chequeen continuamente que las acciones

tomadas no provoquen una alteración adicional, en este caso:

� desconexión de circuitos por la operación de protecciones de sobre-corriente o

impedancia.

� Salida total o parcial de generadores causada por acciones de operación fuera de las

capacidades de la central (cambio muy rápido del set point de la potencia de salida,

superación del límite de sobre-corriente de estator, superación del nivel de excitación,

bajo voltaje en bornes, ángulos de rotor muy grandes).

� Desconexión de compensadores de reactivos causada por voltajes terminales anómalos.

Es importante destacar que la consideración primordial en el proceso de restauración será

reanudar el suministro a consumidores tan rápido como sea posible. En general, no habrá ni

tiempo ni instalaciones para hacer una evaluación detallada del estado de la red en cuanto se

consideren los cambios mencionados en los párrafos anteriores. El operador deberá valerse de

métodos aproximados, como por ejemplo:



� Comparación entre la potencia transferida entre grupos de subestaciones con

evaluaciones previas de las mismas en estado normal.

� Uso de aproximaciones matemáticas conocidas para determinar ángulos de desfase y

caídas de tensión.

� Factores que den cuenta del incremento en los flujos frente a cambios nodales de

potencia o salidas de circuitos.

4.2.- Recuperación desde un Black-Out

El denominado Black Out sucede cuando el suministro falla en parte o la totalidad de una

interconexión. En el caso extremo, toda la generación habrá acabado, aunque dependiendo de los

mecanismos de control y protección, permanecerán algunas fuentes de generación alimentando

consumos aledaños. No obstante, la mayoría de los sistemas eléctricos realizan sus planes de

contingencia asumiendo que podría ser necesario reiniciar el sistema desde cero. Las fuentes de

potencias pequeñas (baterías, turbinas diesel), las cuales serán requeridas normalmente en esta

situación, deberán ser consideradas durante la planificación del sistema y serán costosas. Algunas

centrales puede que requieran apoyo departe de vecinos. Los sistemas con centrales hidráulicas

cuentan con fuentes de grandes magnitudes de potencia en casos de apagones.

Se ha sugerido que existen tres áreas funcionales a considerar durante el proceso de

restauración: el balance de potencia activa; el balance de potencia reactiva; y el estado de los

mecanismos de control y protección. La primera será determinada principalmente por la evolución

de la generación y la demanda, la segunda por las fuentes de potencia reactiva en la red y la

demanda de esta, y la tercera por la operatividad de los equipos de control y protección luego de

la perturbación. Cada una de estas será discutida en detalle a continuación.

4.2.1.- El balance demanda-generación

Se pueden identificar ciertas restricciones y etapas iniciales tanto en la restauración de la

generación como en la restauración de la demanda.

En el primer caso, las propiedades térmicas y mecánicas de las turbinas y generadores

determinarán sus ciclos de carga aceptables, los cuales dependerán del tipo de planta. Por

ejemplo, los sistemas de generación y acumulación de vapor tienen un tiempo máximo que puede

pasar antes de reiniciar el equipo en caliente y además límites máximo y mínimo para el nivel de

cargas al reiniciar. En la siguiente tabla se presentan tiempo típicos de reinicio en caliente.



Tipo de Planta Rango de potencia Tiempo para alcanzar plena carga

Vapor Convencional Hasta 1 [GW]

Depende del estado al momento de la desconexión:

- Caliente: 1 a 2 horas - Tibio: 1 a 5 horas - Frío: 2 a 10 horas

Turbina de combustión Hasta 200 [MW] 15 a 30 minutos

Ciclo combinado Hasta 500 [MW] Entre 25 y 50 minutos

Central Nuclear En frío: 20 a 250 horas

En caliente: 10 a 200 horas

Central de bombeo Hasta 400 [MW] Entre 1.5 a 8 minutos

Tabla 4.1.- Tiempos para alcanzar plena carga en algunas tecnologías de generación

En el caso de la demanda, siempre existen un número de centrales críticas pero

relativamente pequeñas dentro del sistema, las cuales deben ser alimentadas si se desea proceder

sin problemas. Estas incluyen la alimentación de servicios auxiliares en centrales y subestaciones,

centros de control y oficinas estratégicas. En general, la potencia requerida para esto se

conseguirá de unidades diesel en los diferentes lugares, pero si estos no son proveídos, la

restauración del suministro deberá lograrse dentro de una hora o menos para prevenir la

licuefacción del hexafloruro de azufre en interruptores y cables, preservar presiones de aire,

mantener la ventilación, etc. Algunos consumos industriales serán críticos, debido a

requerimientos energéticos del proceso de producción (p.eg. calentamiento de químicos). Salidas

de servicio de entre 30 y 45 minutos pueden ser aceptables. Demandas comerciales críticas

incluyen el transporte público, señales de control de tráfico y hospitales, las cuales en general

cuentan con respaldo diesel.

Cada unidad generadora debe tener asociada una carga mínima al retomar carga. El

tamaño de los incrementos de carga utilizados dependerá de la capacidad de respuesta del

generador y de la necesidad de preservar la frecuencia dentro de los límites operacionales

normados.

Las pérdidas I2R deben ser consideradas. Corresponden a un 2 a 4% de la demanda en la

condición de carga máxima y partiendo de ese valor se puede extrapolar para condiciones de

partida.

4.2.2.- El balance de reactivos del sistema

El balance de reactivos del sistema estará determinado por la capacidad de entregar

reactivos de las unidades generadoras que se encuentren en operación, por la componente

reactiva de la demanda que ya ha sido recuperada, por las características reactivas de la red y de



las unidades de compensación shunt del sistema, cuyo capacidad de compensación varía con el

cuadrado del voltaje del sistema.

Uno de los problemas más comunes durante las etapas tempranas de la reposición del

servicio, es la prevención de sobrevoltajes. Para ello se debe minimizar el número de circuitos que

se conectan, los generadores en operación deben mantener sus niveles de voltaje en el mínimo, se

debe minimizar la capacitancia shunt y maximizar la reactancia shunt, los taps de los

transformadores deben ser ajustados convenientemente y las cargas que se reponen deben tener

un factor de potencia en atraso en las fases tempranas de reposición.

4.2.3.- Estado de los sistemas de control y protección

Será necesario activar numerosos procedimientos organizativos cuando se presenta un

Black Out. Estos procedimientos estarán determinados a priori para efectos de enfrentar la

contingencia. La estructura general de los procedimientos dependerá del tipo de sistema, variando

para esquemas centralizados, sistemas separados en áreas de balance, etc. Independiente de la

estructura, habrá que poner especial atención en los siguientes aspectos durante la etapa

temprana de restauración:

(1) Niveles de fallas serán bajos, por lo que puede ser necesario ajustar los parámetros de los

equipos de protección para garantizar su operación frente a una eventual falla.

(2) Al menos una parte de la demanda restaurada debe estar protegida con relés de baja

frecuencia.

(3) Plantas generadoras deben operar en modo sensible a frecuencia, a menos que su estado

luego de la contingencia exija lo contrario.

(4) El estado de los esquemas de conexión automático debe ser revisado.

4.3.- Estrategias de Restauración de un sistema

La adecuada reposición del servicio luego de una contingencia severa es muy relevante

desde el punto de vista sistémico, puesto que debe ser llevada a cabo teniendo en cuenta muchos

aspectos en relación a la operación de generadores y cargas, sin olvidar las instalaciones de

protección, transformación y transmisión.

Existen bastantes publicaciones que enfrentan a nivel teórico el problema de la restitución

de servicio [12, 14, 17]. En ellas se describen los conceptos y principales consideraciones asociadas

a la reposición del sistema. Si bien la mayoría de la literatura asociada trata el problema para

sistemas específicos, se logra distinguir un procedimiento común, el cual se presenta en esta

parte, agregándose líneas generales sobre la diferenciación según el sistema particular. Hay que

notar que, en general sea un sistema o un subsistema el que debe restaurarse, sistemas vecinos



no serán de mucha utilidad hasta que la zona afectada recupere un determinado nivel de

operatividad por sí sola. Para ello se requerirá un nivel de coordinación excesiva entre los distintos

actores del sistema, considerándose desde los sistemas de control de generación, hasta los

sistemas de control de la demanda. En una etapa previa será necesario preparar el sistema para el

proceso de restauración, aspecto que se revisa a continuación.

4.3.1.- Preparación para la restauración

En cuanto se hayan aislado del sistema los elementos que han fallado, las acciones

adecuadas para preparar el sistema para su restauración son [16]:

(1) Para elementos pasivos desenergizados y que se encuentren desconectados de otros

elementos no se requiere de acciones especiales en esta etapa.

(2) Para elementos pasivos desenergizados, pero que se encuentren conectados a otros

elementos, se debe revisar los beneficios/problemas de su desconexión.

(3) Elementos asociados a centrales sincrónicas, que se encuentren desenergizados o

desconectados, se deben tener preparados para la reconexión al sistema.

(4) Elementos asociados a centrales sincrónicas, que se encuentren energizados pero

desconectados, se deben mantener a velocidad sincrónica para reconexión.

(5) Elementos asociados a centrales sincrónicas, que se encuentren energizados y conectados,

se deben desconectar y mantener a velocidad sincrónica para reconexión.

(6) Para generadores operativos y alimentando cargas locales, se debe estabilizar el estado de

operación y se debe intentar aumentar la carga asociada.

(7) Para generadores recién desconectados, pero con su máquina motriz funcionando, se

debe estabilizar su estado de operación lo más rápido posible, a través del ajuste de

consumos locales.

(8) Para generadores desenergizados, pero en que no estén fríos, se deben iniciar los pasos

para reinicializar su operación, lo cual puede incluir abastecerlo con potencias desde otras

estaciones.

4.3.2.- Restauración

Como se indicó antes, es importante diferenciar entre las salidas de servicio que

involucran solo a una porción del sistema y aquellas en que este sufre un desmembramiento

general. En el primer caso, a través de la energización de las líneas que conectan las zonas

desenergizadas con la porción del sistema que aún sigue operativo, permiten la sincronización y

restitución del servicio de manera relativamente directa, pero requieren de que el subsistema se

encuentre preparado, con ciertos niveles de abastecimiento temprano propio. En el caso de un

apagón total, no existirán vecinos que puedan colaborar en el proceso, lo que significa tener

generadores que puedan partir solos (y un plan de coordinación asociado), para así comenzar a



operar nuevamente. Estas máquinas se conocen como unidades de partida en negro y comienzan

su operación de manera simultánea, generando islas que luego se interconectan.

En general será necesario realizar estudios sobre la capacidad de las unidades de partida

en negro del sistema para llevarlo a su estado de operación normal, considerando lo gravitante

que resulta su posición relativa dentro de la topología del sistema para efectos de la estabilidad

dinámica de las variables más importantes en el sistema, considerando los flujos de potencias

activa y reactiva, para satisfacer la activación de cargas cercanas y la energización de equipos,

como líneas de alta tensión y transformadores. Otros estudios de planificación se requerirán para

ayudar al proceso de restitución, los cuales se listan a continuación:

(1) Estado de conexión de los interruptores de poder en las subestaciones al inicio de la

restauración.

(2) Las configuraciones de las barras en las distintas subestaciones de alta tensión.

(3) Los itinerarios de conexión de líneas de transmisión para conectar las cargas a las plantas

generadoras.

(4) La estructura del sistema de transmisión que se debe alcanzar en cada hito de la

restauración.

(5) Localización de las unidades de sincronización.

(6) Cambios temporales en la configuración de las protecciones.

(7) Límites de las capacidades de transmisión para circuitos y subestaciones.

Dentro de las unidades de partida en negro se encuentran unidades hidroeléctricas que

han sido diseñadas para tener respuesta rápida, conjuntos de generadores diesel utilizados para

energizar cargas cercanas importantes y turbinas a gas con generadores auxiliares que le permitan

tener la capacidad de partida en negro.

La primera consideración que se debe realizar relativa a la partida en negro es que, en

general, las unidades de partida en negro (UPN) no son capaces de energizar las cargas críticas del

sistema. Por tanto, las UPN actúan como el medio de apoyo para aquellas unidades cercanas que

requieren de la energización de sus cargas de servicio locales para partir, además de energizar

otras cargas prioritarias (hospitales, unidades militares, etc.). En general, se considera que una

UPN debe interactuar al menos con una línea de transmisión, tres unidades de transformación

(transformador UPN-línea, transformador auxiliar para el centro de control de motores de la

unidad que está siendo auxiliada y el transformador elevador asociado a esta) y la carga auxiliar.

Un plan de restauración indica los pasos que deben seguir los operadores del sistema de

transmisión para la energización secuencial de las distintas partes del sistema, teniendo especial

cuidado con las variables tensión y frecuencia, para mantenerlas dentro de los rangos nominales

establecidos y así evitar una caída en el proceso de partida en negro del sistema, debido a la

activación de protecciones de frecuencia y voltaje de distintas instalaciones. Estos planes de



restauración deben ser puestos a prueba a través de simulaciones del sistema, para validar su

capacidad de asegurar las condiciones antes establecidas.

Se aprecian dos escenarios evidentes que deben ser estudiados al momento de validar un

plan de restitución post Black Out. Se trata del estado en régimen permanente y análisis transiente

del sistema. El primero considera consideraciones en el voltaje en líneas abiertas, capacidad de

producción y absorción de reactivos de los distintos componentes, verificación de límites de

operación en las distintas etapas de la reenergización, verificación de capacidad de adaptación

carga-generación en el sistema, entre otras. Estas condiciones deben ser verificadas antes de

realizar el estudio dinámico asociado al plan de restitución, dado que del primero se obtienen las

condiciones de partida para los fenómenos dinámicos.

El estudio dinámico requiere de altos niveles de modelación de las unidades de control de

la unidad de partida en negro, debido a que esta está realizando las funciones de regulación de

tensión y frecuencias sin apoyo alguno. Además, esto implica que el sistema tiene que ser

cuidadosamente modelado en todos los lugares en que existan variaciones importantes frente a

alteraciones de la frecuencia y la tensión. A continuación se revisan las áreas principales que se

deben considerar en el análisis dinámico del sistema [12]:

• Control Carga-frecuencia

Es necesario que las UPN comiencen su operación con una estrategia de control

tipo frecuencia constante o isocrónica y no con estatismos pequeños, puesto que esto

podría conducir a frecuencias prohibitivas debido a escalones de carga importantes.

Cuando se comienzan a sumar nuevas unidades debe ajustarse al menos una unidad que

provea regulación proporcional de frecuencia.

• Control de Voltaje

La UPN debe operar con el controlador automático de voltaje en servicio. Como el

voltaje en el sistema será función del voltaje en bornes de la máquina, se deberá ajustar el

voltaje a lo largo del proceso de restauración, en función del estado de los

transformadores y de la toma de carga.

• Partida de Motores

Como se indicó antes, la carga principal que tienen las UPN son los motores de las

bombas de combustible de las centrales grandes o directamente los generadores de

centrales a vapor. Esto puede resultar en potencias de cargas que varían entre los cientos

y los miles de HP. El elemento motor debe ser considerado cuidadosamente, debiéndose

modelar con mucha precisión su comportamiento electromecánico de partida,

considerando particularmente la caída de tensión que provoca en el sistema su entrada y

cuidando que esta esté dentro de los límites establecidos.



• Autoexitación

Se debe verificar la capacidad de la UPN para operar con un factor de potencia en

adelanto (autoexitación) debido a la existencia de líneas de transmisión abiertas que

podrían aportar reactivos, generándose aumentos inesperados de tensión. Por tanto

deben analizarse los valores relativos de las reactancias capacitivas de las líneas

involucradas frente al valor de la reactancia en cuadratura del generador. En este sentido

también es importante verificar la respuesta dinámica de los motores si sale de operación

la UPN de manera intempestiva.

• Estabilidad del sistema

Es necesario evaluar la estabilidad del sistema para verificar que el voltaje y la

frecuencia se mantienen en todo momento en los rangos establecidos. Si se utilizan más

de una UPN simultáneamente, se debe observar la estabilidad angular del conjunto.

• Toma de carga en frio

Si bien para el análisis de partida en negro sólo se considera la partida de grandes

motores, los planes efectivos de restitución del sistema incluyen la toma de carga de otras

cargas. Si la desenergización a durado un largo periodo, podrán ocurrir inrush en la

corriente de energización de varios equipos (núcleos de transformadores y motores,

filamentos, entre otros), alcanzándose niveles de carga de ocho a diez veces más que lo

normal. La suma conjunta de todos estos equipos en un alimentador, que

desfavorablemente coinciden en el momento de restauración del servicio pueden

provocar que la carga sea casi un 1000% más que en estado normal por breves instantes

(menos de 0.1 [s], pasando a un 300% en 0.5 [s]), situación que debe ser bien integrada en

el modelo.

• Sobrevoltajes Transientes

Fenómenos de resonancia se hacen presentes debido a la aparición de armónicos

asociados al inrush de algunos equipos. Esto puede resultar en sobrevoltajes transientes

que pueden dañar seriamente algunos equipos. Se deben realizar múltiples simulaciones

del sistema con distintos momentos de activación de conectadores, de modo de obtener

una distribución estadística de los sobrevoltajes en función del momento de conexión. Con

ello se pueden diseñar y ubicar los pararrayos adecuados para evitar la eventual

destrucción de algunos equipos.

En [14], además de tocar los puntos de análisis transiente del sistema, se definen

estrategias generales de recuperación de servicio. Se destacan las siguientes:

• Armar hacia arriba (Build-upward): Se definen islas eléctricas con capacidad de partida en

negro. Las islas se resincronizan luego que cada una de ellas ha sido restaurada. Esta

estrategia es la que se utiliza antes como ejemplo para introducir los conceptos principales

del proceso de restauración.



• Armar hacia abajo (Build-downward): En esta estrategias se reenergiza el sistema de

transmisión completo a partir de UPN para luego entregar energía de partida a las

centrales sin partida en negro.

Además de estas alternativas típicas se encuentran las alternativas de armar hacia adentro

(Build-Inward), armar hacia fuera (Build-Outward) y armar junto (Build-Together).

Las consideraciones anteriores son sumamente importantes para comprender la

estructura de los planes particulares de restitución, dado que establecen las razones para la

sucesión de acciones que se presentan en estos últimos. No es posible desarrollar más sobre

estrategias de restauración sin caer en casos particulares, sin embargo aún es posible explicitar

algunos de los problemas más típicos durante el proceso de restitución, puesto que ellos son

bastante transversales en el universo de sistemas existentes.

4.3.3.- Problemas encontrados en el proceso de restauración

La restauración es una tarea difícil, durante la cual el operador estará bajo presión para

lograr la recuperación del sistema lo más rápido posible, evitando acciones que puedan dañar las

centrales generadoras, manteniendo informados a las autoridades respectivas y siempre

manteniendo claridad sobre la validez de las decisiones que se han tomado en el proceso.

Sumando el hecho que el estado del sistema será totalmente anormal y probablemente algunas

de las condiciones que se producirán serán desconocidas para el grupo de personas encargadas de

la restitución, no es difícil imaginar que se puedan producir problemas durante el proceso. Algunos

de ellos se discuten a continuación [16].

� Fallas repetidas

Si bien resulta poco frecuente, ha sucedido que las alteraciones en el sistema que

han producido la falla original se han repetido y han producido que se repita la pérdida del

servicio. La causa inmediata de esta situación es un error por parte del operador que está

restableciendo el sistema y que está asociada a una identificación deficiente de la falla

inicial antes de proceder con la restauración.

� Sobrevoltajes

Es una de las razones más frecuentes por las que se producen problemas durante

la restauración y corresponden a manifestaciones del efecto Ferranti. La subida de voltaje

se produce por que se presentan circuitos con características capacitivas importantes,

debido a que las líneas se encuentran débilmente cargadas. Las consecuencias son

múltiples, pasando por sobreexcitación de transformadores, subexcitación de

generadores, resonancia armónica, etc. Esto producirá que operen los pararrayos de las

subestaciones y por tanto se demorará el proceso de restauración. Las precauciones

asociadas serán el despliegue de equipos de compensación reactiva y la conexión de

cargas (demanda) en la medida que sea posible.



� Restauración muy rápida

Cuando el operador intenta tomar carga muy rápido, la generación es incapaz de

suplir los requerimientos, produciéndose una caída en la frecuencia y el sistema

reenergizado colapsa nuevamente. El remedio para ellos es tomar carga en incrementos

pequeños, sugiriéndose normalmente que los incrementos no superen el 5% del

subsistema asociado. El problema no es tan gravitante si existe sincronización con otro

sistema.

� Conocimiento insuficiente del sistema

Para lograr una restauración sin mayores problemas se requerirá de un

conocimiento acabado de las características y estado del sistema. Una de los aspectos

fundamentales será conocer en detalle las causas de la falla (falla en un equipo,

sobrecarga, error humano, condiciones climáticas, problemas de un sistema vecino, etc.).

Otros aspectos importantes son saber que partes del sistema se encuentran operativas

luego de la falla, cual es el estado de la generación, cuáles eran los niveles de la demanda

antes de la contingencia y cómo estos cambiarán al producirse la reenergización. Además,

se deberá contar con un sistema SCADA suficientemente avanzado como para determinar

la capacidad de toma de carga de las islas y las variaciones en los flujos de los sistemas

energizados a medida que entran nuevos circuitos.

� Descoordinación Ya sea entre operadores del sistema o bien en los centros de coordinación de

grandes bloques de demanda, malos entendidos entre las partes involucradas, o retrasos

en la implementación de medidas ordenadas por el operador producirán nuevas fallas o al

menos retrasos en la restauración.


Universidad Católica de Chile | 5.- Análisis de Casos 24

5.- Análisis de Casos

5.1.- Sistema Chileno

5.1.1.- Exigencias para el Plan de Recuperación de servicio

Según lo establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos y su reglamentación vigente,

el objetivo general de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (en adelante NT) es

establecer las exigencias de Seguridad y Calidad de Servicio de los sistemas interconectados

Dentro de estas exigencias, en el capítulo 6 se encuentran los “Estudios para Programación de la

Seguridad y Calidad de Servicio” cuyo objetivo (Articulo 6-1) es “establecer los requerimientos de

los estudios que deberá llevar a cabo la DO y/o DP para realizar la programación y coordinación de

la operación, el Control de Tensión, el Control de Frecuencia y el PRS1, para el conjunto de

instalaciones de los Coordinados, así como establecer los requerimientos de información para la

realización de dichos estudios y ejercer la coordinación de la operación”. Entre estos estudios, es

de interés el “Estudio para PRS” en el título y 6-11.

Los siguientes Artículos de la NT resultan de particular interés a efectos de establecer las exigencias que atañen al PRS.

� Definición de Contingencia Extrema, Artículo 1-7 numeral 17) de la NT: “falla o sucesión de

fallas intempestivas que no pueden ser controladas mediante los Recursos Generales de

Control de Contingencias, debiéndose aplicar Recursos Especiales de Control de

Contingencias”

� Definición de Carga Crítica Artículo 1-7 numeral 12) de la NT: “Demandas o consumos

esenciales para el funcionamiento de la población, tales como, hospitales, cuarteles de

bomberos, recintos policiales, plantas telefónicas, plantas de tratamiento de agua potable,

sistemas de transporte, suministro a unidades generadoras que no disponen de Partida

Autónoma, entre otras”

� Funciones de la Dirección de Operación del CDEC Articulo 2-3 letra h de la NT “Habilitar las

instalaciones y equipamientos que sean necesarios para un adecuado Control de

Frecuencia, Control de Tensión y PRS”

� Exigencias mínimas para el diseño de las instalaciones de generación, de transmisión y de

clientes Articulo 3-20, Articulo 3-35, Articulo 3-50 “Las instalaciones de generación

(Transmisión, de Clientes) deberán poseer todo el equipamiento necesario para una

adecuada implementación del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas y PRS que

elabore la DO.”

1 PRS: Plan de Recuperación de Servicio



� Objetivo del Estudio para PRS, Artículo 6-63 de la NT: “La DO deberá realizar un Estudio

para el PRS, al menos con periodicidad anual, de acuerdo a los criterios y requisitos

establecidos en el presente título. El objetivo del PRS es que con posterioridad a un

Apagón Total o Apagón Parcial, sea posible establecer los mecanismos que permitan de

una manera segura y organizada, restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas

Eléctricas afectadas en el menor tiempo posible, iniciando las acciones con la Partida

Autónoma de las unidades generadoras disponibles, continuando con la reconstrucción de

la estructura topológica de cada isla hasta su posterior vinculación con el resto del SI,

dando abastecimiento prioritario a las denominadas Cargas Críticas.”

• Consideraciones mínimas del Plan de Recuperación de servicio, respecto de las

características y requerimientos de las unidades de partida autónoma, entre otros,

Artículo 6-66: “En el Estudio para el PRS se deberá al menos:

a) Obtener y analizar las características de las instalaciones de Partida Autónoma

existentes en el SI.

b) Establecer los requerimientos de las unidades generadoras con capacidad de

Partida Autónoma ante la condición de no disponer de energía del SI, de manera

que cada Isla Eléctrica cuente con sus propias instalaciones de Partida Autónoma.

c) Efectuar recomendaciones respecto a la cantidad y localización de unidades

generadoras con capacidad de Partida Autónoma en SI.

d) Efectuar recomendaciones respecto a la cantidad y localización de unidades

generadoras con capacidad de Aislamiento Rápido del SI, preservando la

alimentación de sus servicios auxiliares.

e) Analizar los procedimientos y medios disponibles para identificar la condición

operacional de las diversas instalaciones del SI cuando éste se encuentra en

Estado de Recuperación.

f) Evaluar la calidad y cantidad de los medios disponibles para el PRS.

g) Establecer las secuencias de maniobras necesarias para recomponer la estructura

topológica del SI en el menor tiempo posible, dando abastecimiento prioritario a

las demandas críticas.

h) Realizar los estudios de sistemas de potencia que resulten necesarios para

respaldar las maniobras contenidas en el PRS, incluyendo:

I. El análisis del Control de Tensión y la disponibilidad de potencia

reactiva de las unidades de generación y de otros elementos de

compensación reactiva dinámica.

II. El estudio de los transitorios electromagnéticos que tienen lugar

durante las maniobras de energización.

III. El estudio del Control de Frecuencia durante el proceso de

recuperación.

IV. El análisis del funcionamiento de las protecciones durante el proceso

de recuperación.”



� Las estrategias de recuperación de servicio evaluadas tienen que establecer ciertos

mecanismos de acción y funciones, Articulo 6-67 de la NT: “Las estrategias de

recuperación que sean evaluadas en el marco del Estudio para el PRS, y que resulten

aprobadas por la DO, deberán contener al menos:

a) La identificación de los coordinados que intervienen en el proceso de

recuperación.

b) La definición de las responsabilidades y funciones de cada uno de los Coordinados,

en función de la estructura jerárquica de operación.

c) Los mecanismos para verificar la existencia de un apagón y establecer su alcance y

extensión geográfica.

d) Las acciones inmediatas del CDC y las instrucciones a los CC.

e) La delegación de funciones del CDC a los CC, según corresponda, para la iniciación

del PRS.

f) Las funciones que deberá ejercer el CDC para la conducción del PRS.

g) Las funciones que deberán ejercer los CC del Sistema de Transmisión Troncal y de

los Sistemas de Subtransmisión durante el desarrollo del PRS.

h) Las funciones que deberán ejercer los CC de las instalaciones de generación

durante el desarrollo del PRS.

i) Las funciones que deberán ejercer los CC de las Instalaciones de Clientes.

j) Los requerimientos de comunicaciones operativas entre el CDC y los CC.

5.1.2.- Análisis de los planes de recuperación de servicio en Chile

Las páginas web de los centros de despacho económico de carga del SIC y del SING se

encuentran los estudios del plan de recuperación de servicio respectivos (es necesario ser usuario

registrado) En los anexos del presente informe se encuentran los puntos más destacables de estos

estudios, incluyendo ejemplos de las secuencias de maniobras en los distintos sistemas. A

continuación se presenta un resumen y análisis crítico de lo encontrado en estos informes.

1. División del sistema en zonas, con distintas áreas

Para la elaboración del PRS en ambos sistemas se presenta una división del conjunto de

instalaciones de transmisión y generación en zonas geográficas, que a su vez se componen de

áreas eléctricas. Cada zona/área tiene un plan de recuperación distinto, ya que depende de las

instalaciones de la que se compone. Por cada área realiza un análisis de los distintos equipos para

el PRS presentes.

2. La estructura jerárquica y las divisiones funcionales

En ambos informes se definen los responsables de coordinación de la aplicación del plan

de recuperación de servicio, así como los alcances y funciones que tienen los encargados. Se fijan



los criterios y procedimientos generales a seguir por el CDC y los CC asignados por zona, donde se

diferencia el SIC por la denominación de un COR (centro de operación regional) que tiene bajo su

coordinación a distintos CC para la aplicación del PRS en determinadas áreas.

3. Los sistemas de comunicaciones

Sólo en el estudio para PRS del SING se pudo encontrar un análisis detallado de las

instalaciones de comunicación disponibles en los principales centros de control para comunicación

con el CDC y sus CO, así como para la identificación de la condición operacional del SING luego del

apagón y durante la recuperación del servicio.

En este informe también se señala la recomendación (desde el año 2006) de que el CDC

cuente con un sistema de comunicaciones de respaldo con los Centros de Control. Este sistema se

compone de un servicio comercial de telefonía satelital para voz, aunque también puede

eventualmente utilizarse para transmitir datos.

Estas recomendaciones se han mantenido en el informe del 2009 y actualmente no se han

llevado a cabo las inversiones correspondientes, lo que puede ser un punto importante a mejorar

para un adecuado plan de recuperación de servicio en el SING.

Es importante señalar que el 14 de noviembre de 2007, debido al terremoto que afectó el

norte grande, ocurrió un apagón total en el SING, colapsando la telefonía local y celular por varias

horas, interrumpiéndose también algunos teléfonos punto a punto, sin embargo se mantuvo la

conectividad hacia internet, lo que permitió la comunicación de información mediante telefonía IP

y correo electrónico.

4. Delegación de funciones

Con el fin de optimizar el tiempo de recuperación del servicio, en la etapa inicial el CDC

informa el estado del sistema, confirmando el apagón y comunicando a cada CC (o COR según

corresponda) la ejecución del PRS de su zona. Es decir, en el comienzo de la recuperación del

servicio cada área tiene planes distintos que se van ejecutando en paralelo, logrando minimizar el

número de comunicaciones (a menos que se presenten imprevistos) y efectuar acciones

simultáneas en distintas zonas o áreas, acortando los tiempos de recuperación parcial y total. Esta

delegación llega hasta que es necesario coordinar la sincronización entre áreas y entre zonas, lo

cual está a cargo del CDC

5. La secuencia de maniobras

En el SING existen los diagramas de flujo para las maniobras sistémicas a utilizar por el CDC y los

CC, y una “checklist” que debe seguir el CC a cargo del PRS con las maniobras en detalle para la

ejecución en tiempo real del PRS en una zona determinada mientras que en el SIC el proceso esta

detallado por escrito en donde se señala y describe las acciones a ejecutar paso a paso. Estas

secuencias consideran cada área y zona, pero más relevante es el hecho que consideran la



indisponibilidad de instalaciones de transmisión y generación, dejando caminos alternativos para

una efectiva recuperación del servicio.

6. Análisis de las instalaciones de generación para el PRS

En ambos informes se realiza un análisis de cuáles son las unidades generadoras que

tienen la capacidad de partida autónoma, y de su localización en las distintas zonas en las que se

divide el PRS.

Para el SIC, el análisis resulta en que no en todas las zonas existen unidades de partida

autónoma (Área Costa) sin embargo dado que en esta zona existen centrales a carbón que tienen

largos tiempos de partida y sincronización, no se lograría agilizar el proceso y por lo tanto no se

justifica la presencia de recursos de ese tipo en esa zona. Por otro lado, la presencia de grandes

unidades hidroeléctricas en algunas zonas, hace que estos recursos sean abundantes y suficientes

para la recuperación del servicio.

En el caso del SING, este sistema sí dispone de unidades de partida autónoma en todas sus

zonas, sin embargo debido a la distribución geográfica de algunas centrales, es necesario energizar

líneas para alimentar los servicios auxiliares de grupos grandes de generación, como es el caso de

la Central Térmica Mejillones ubicada (o conectada) en la subestación Chacaya, que no cuenta con

recursos de partida autónoma. Este proceso de conectar largas líneas de transmisión puede

dificultar y retardar el proceso, debido principalmente a problemas de necesidad de reactivos

adicionales.

Adicionalmente, se analiza la capacidad de aislamiento rápido de las unidades de ambos

sistemas. Un aislamiento rápido significa que la central generadora no se apague en el transitorio

del apagón, quedando alimentando sus servicios auxiliares lista para poder sincronizar y tomar

carga nuevamente, lo que es positivo para la recuperación del servicio ya que contribuye a reducir

los tiempos.

Las características técnicas de las unidades térmicas, hace que ante la ausencia de islas

inducidas, no sea posible que las unidades se desconecten y queden alimentando solo sus

servicios auxiliares, ya que hay estabilidades de ciclos térmicos involucrados que impiden el

funcionamiento a cargas tan bajas, desconectándose la máquina motriz. La implementación

práctica de estos esquemas de aislamiento rápido es algo pendiente en ambos sistemas,

principalmente en el SING donde se verifica que no existen unidades o componentes que cumplen

con las condiciones de aislamiento rápido dispuestas en la NT.

Por otro lado, en ambos sistemas, se visualiza que las unidades de partida autónoma son

unidades que no fueron construidas con el fin único de prestar este servicio, ya que son las

mismas unidades de punta, generalmente de costo variable muy superior y que por lo tanto no

están en servicio regularmente, pudiendo entrar en operación en estos eventos.



7. Stock mínimo de combustible

En la NT no existe de manera expresa un requerimiento de stock mínimo de combustible

para las unidades de partida autónoma, sino que se les requiere un tiempo mínimo de operación

específico, lo que podría interpretarse como un requerimiento indirecto.

En el estudio para PRS del SIC no se hace mención a los requerimientos de stock mínimo

de combustible, quizás por la importante presencia de unidades hidroeléctricas, lo que haría

innecesaria la planificación de estos recursos.

Por otro lado, en el comienzo del estudio para PRS del SING se señala que:

“Dado que durante el presente año ha cobrado relevancia especial el uso de diesel para la

generación (por la menor disponibilidad de gas natural), se ha incorporado un análisis realizado

por la DO en la que se concluye que dada la baja probabilidad de ocurrencia de una Apagón Total,

no resulta conveniente para el SING, mantener niveles mínimos de stock de diesel en la centrales

para poder iniciar la aplicación del PRS. El informe que preparó la DO se denomina “ANÁLISIS DE

UNA POLÍTICA DE MANEJO DE STOCK MÍNIMO DE COMBUSTIBLE PARA APLICACIÓN DEL PRS”

(codificado bajo la designación CDEC-SING C- 0052/2007) y fue enviado a todos los CC para su

conocimiento y es importante indicar que ningún CC realizó observaciones a dicho documento.”

Esto puede tener relación con que las unidades de partida autónoma son generalmente

unidades que pueden operar durante el estado de operación normal del sistema, como unidades

de punta. Como consecuencia, al declararse disponibles para la operación, deben tener

combustible suficiente para poder operar también durante la recuperación del servicio. Es decir,

sería importante tener un stock de combustible para aquellas unidades que sólo están destinadas

a la recuperación del servicio.

5.2.- Operador independiente del Sistema de California (EEUU)

El sistema norteamericano define su metodología de recuperación del sistema eléctrico

luego de un Black Out a través del estándar EOP-005-1 de la NERC [21]. En él se definen las

obligaciones de cada uno de los Operadores independientes del Sistema (ISO) luego de ocurrido

una caída parcial o total del sistema.

Para ejemplificar los resultados a los que conduce esta norma se utiliza el sistema

californiano (CAISO, por sus siglas en inglés). En [5] se puede observar la estructura del plan de

capacidad de restauración. A continuación se presentan las partes más relevantes de él.

• En relación a la planificación de la red para contar con la topología para restaurar el

sistema frente a un Black (o Brown) Out se tienen las siguientes consideraciones:



(1) CAISO determina la cantidad y la ubicación de las UPN requeridas a través de estudios

de contingencia. Estos estudios especifican la perturbación inicial, la magnitud del

apagón, el estado de la generación luego de la perturbación, el estado de las

interconexiones, el nivel de demanda en el instante de la perturbación, apoyo por

parte de sistemas interconectados, performance de los generadores y daños en el

sistema de transmisión.

(2) CAISO verifica anualmente si el número, tamaño, disponibilidad y disposición de las

UPN son suficientes para cumplir los requerimientos del consejo coordinador de

electricidad del oeste (WECC, por sus siglas en inglés) para esa zona de balance.

(3) CAISO debe documentar los caminos de alimentación para la partida de unidades sin

capacidad de partida en negro y requerimientos de conexiones entre ellas y las UPN.

(4) El proceso de planificación incluye consideraciones que abarcan la utilización de una

matriz diversa de combustibles, caminos adecuados para la energización de unidades

grandes, adecuación de las comunicaciones, entre otros.

(5) El proceso de planificación se coordina con los planes de los dueños de los sistemas de

transmisión y las áreas de balance vecinas.

(6) CAISO debe establecer contratos con centrales adecuadas que permitan satisfacer los

requerimientos resultantes del proceso de planificación.

• En relación a la prueba de las unidades de generación asociadas, se tienen los siguientes

pasos, que aplican a las centrales que deseen tener el estatus de unidad de partida en

negro, UPN provisionales y UPN confiables para operar siempre (RMR BSU, por sus siglas

en inglés).

� (1) Las unidades que quieran contar con el estatus de UPN deben demostrar a

través de simulaciones o pruebas que tienen la capacidad de partida en negro.

� (2) Los resultados de los test deben incluir fecha, duración y resultados de los

tests.

� (3) La UPN debe mostrar que tienen la capacidad de mantener los voltajes dentro

de los límites establecidos durante su operación como tal.

� (4) La UPN debe tener controladores que sean puedan operar en modo isócrono.

� (5) Debe haber capacidad de transmisión adecuada para proveer la energía.

� (6) La UPN debe ser capaz de energizar el camino de transmisión sin ayuda del

sistema.

� (7) El test debe incluir el uso de medios de comunicación clave durante apagones.

� (8) Se deben satisfacer los siguientes tiempos de partida y sincronización desde el

momento del Black Out: unidades hidro y turbinas a gas, dentro de 30 minutos;

turbinas a gas industriales, dentro de 60 minutos; turbinas a vapor, 2.5 horas.

� (9) El tiempo mínimo de operación de una prueba de partida en negro es 10

minutos.

� (10) Se debe agendar con CAISO el tiempo para la realización de las pruebas de

partida en negro.



En caso de las unidades sean UPN provisionales o UPN confiables para operar además se

debe cumplir que la CAISO pueda realizar pruebas sin previo aviso y esta determinará cuales de

ellas son necesarias en el momento de la recuperación.

Habiéndose establecido las condiciones para generar el conjunto de unidades que operan

durante el proceso de recuperación del sistema, CAISO satisface las condiciones establecidas por

la NERC.

5.3.- Sistema Brasileño

En Brasil, los procesos de restauración del servicio actuales están íntimamente ligados al

desarrollo histórico del sistema de transmisión. La parte sur del sistema hasta fines de los años 70

era fuertemente dependiente del suministro del sureste a través de una débil interconexión en

230 kV. Esta configuración causó un gran número de perturbaciones severas que motivaron el

desarrollo de esquemas de desconexión de carga automática por baja frecuencia para prevenir el

colapso del sistema. Junto con esto, en esa región se desarrollaron los primeros planes para una

rápida recuperación de los consumos perdidos basados en una operación centralizada.

En los años 1984 y 1985 ocurrieron tres fallas importantes en el área sureste, causando la

pérdida de más de 10000 MW, causando un gran impacto económico social. Después de estas

fallas, se identificaron deficiencias frecuentes en las comunicaciones, en determinar el estado del

sistema post falla, dificultades en la restauración del problema producto de sobrevoltajes y

principalmente un plan estratégico para restaurar el sistema completo. En 1989 y 1996 se crearon

grupos de trabajo para diseñar un proceso de restauración.

Tras el apagón de 1999, la ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica, El organismo

regulatorio de Brasil) encomendó al ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) que se revisaran

todos los planes de restauración, enfocándose en crear planes primarios de restauración y de

alternativas, en caso de alguna indisponibilidad en los procedimientos primarios.

Hoy en día, estos procedimientos son definidos a través de una serie de instrucciones que

detallan todas las responsabilidades de los centros de control de la las empresas, del ONS y de los

operadores centrales.

Existe la obligación de que ante la conexión de una nueva planta o línea de transmisión, o

alguna reestructuración de los componentes del sistema, esto implique la revisión de los planes de

recuperación existentes, lo que resulta en una revisión continua de los planes a través de distintos

estudios por parte de las empresas y del ONS.



Criterios de restauración

Dentro de la estrategia de restauración se definen dos conceptos que se utilizan para

evaluar que unidades de generación y que áreas están involucradas en las primeras etapas de la

restauración del servicio:

• Concepto de área eléctrica (Geo-electrical): Las áreas geo-eléctricas son configuraciones mínimas de elementos de la red, que contienen unidades con capacidad de partida autónoma.

• Índice de confiabilidad de las unidades: Este índice se crea en base al conocimiento de las respuestas de las unidades de partida autónoma, contribuyendo a una mejor definición de las áreas geo-eléctricas y también para definir nuevas inversiones en algún área. o Las unidades de alta confiabilidad son aquellas que tienen capacidad autónoma de

partida independiente de fuentes externas para alimentar sus servicios auxiliares y que además pueden partir desde el reposo.

o Las unidades de confiabilidad media son aquellas capaces de alimentar sus servicios auxiliares, pero que deben seguir “en giro” después de la falla. Es el equivalente a la capacidad de aislamiento rápido

o Las unidades de baja confiabilidad son aquellas que siempre necesitan un suministro externo para partir.

En el sistema brasileño, la restauración del sistema se descompone en dos etapas: una

fluida y otra coordinada. En la primera no hay necesidad de comunicación entre las partes

involucradas, mientras que en la segunda varias condiciones “a priori” deben ser alcanzadas,

donde el centro de operación nacional (el CDC en el caso de Chile) es el responsable de la

coordinación de todo el proceso.

Etapa 1: Restauración fluida

Esta etapa comienza con la partida de unidades hidroeléctricas de alta confiabilidad,

manteniendo en un nivel mínimo las comunicaciones. Para la recuperación de la red principal del

sistema, hay algunas recomendaciones a destacar:

• Por cada proceso de restauración en esta etapa, debe establecerse niveles de voltaje de partida y un mínimo de generadores.

• Se debe tomar las cargas en escalones, de manera de mantener la seguridad en el proceso, considerando valores extremos de carga.

• Las plantas hidroeléctricas deben operar con la mayor cantidad de unidades posible.

• No deben considerarse aspectos financieros durante el proceso de restauración.

Etapa 2: Restauración coordinada

Se define una jerarquía en que los centros de operaciones regionales son los que

coordinan la conexión de las distintas áreas recuperadas en la etapa anterior. Este proceso puede

comenzar cuando se han cumplido las siguientes demandas:



• No existencia de sobrecarga en equipos en las áreas a coordinar.

• Estabilidad de Frecuencia.

• Niveles de tensión compatibles.

5.4.- Sistema Neozelandés

En una primera etapa, el operador del sistema neozelandés debe obtener los servicios de

partida en negro suficientes para restituir el sistema, de acuerdo a lo que indica el Plan de

Adquisición de servicios complementario neozelandés [19].

� El operador del sistema debe obtener los servicios de partida en negro de aquellos

generadores que puedan ofrecerlo y que cumplan siempre los estándares técnicos y reglas

definidas por el operador. Además deben ser capaces de establecer contrato con el

operador.

� El operador del sistema evaluara la cantidad neta de compra de este servicio tomando en

cuenta el desempeño histórico del sistema eléctrico incluyendo información relacionada

con eventos previos de esta naturaleza.

� El operador del sistema se esforzará por contar con este servicio en dos lugares para cada

una de las dos islas que componen el territorio neozelandés.

Ha sido determinado que en este sistema no es económicamente eficiente transar el

servicio complementario partida en negro en los mercado de despeje cada media hora. Por tanto,

la metodología de obtención de este servicio será la que el operador del sistema considere

económicamente más efectiva y que satisfaga los requerimientos técnicos, la cual hasta la fecha

ha sido la realización de contratos de largo plazo, de duración a definir entre las partes, los cuales

serán asignados competitivamente.

El agente que entrega el servicio complementario debe asegurar que, cuando se le solicite

proveer el servicio, cumplirá

� Arrancar una unidad de generación y llevarla a velocidad sincrónica, sin obtener potencia

alguna de la red troncal o de alguna red local.

� Operar la unidad generadora en vacio a velocidad sincrónica durante 15 minutos (o un

periodo menor indicado por el operador de sistema).

� Conectar la unidad generadora a la red desenergizada.

� Proveer potencia para soportar la carga inicial de circuitos de transmisión y equipos

asociados y la energización progresiva de la red troncal.

� Proveer capacidad reactiva.

� Controlar, eventualmente, la tensión de la red sujeto a las indicaciones del operador del

sistema.

� Proveer una reserva auxiliar para la regulación de frecuencia, pudiendo garantizar un valor

entre 49.25 y 50.75 [Hz].



Cualquier falla en el equipo que comprometa la capacidad de dar partida en negro al

generador debe ser informada al operador del sistema. Se debe solucionar la falla e informar al

operador el tiempo que esto conllevará. Además el generador que establezca contrato debe

cumplir los siguientes requisitos:

� El generador debe testear cada equipo asociado a la máquina que provee el servicio cada

6 semanas durante el periodo de duración del contrato, a menos que este se haya

encontrado operando más de un 66% de ese periodo.

� El operador puede solicitar una prueba en operación para verificar que el equipo que

provee el servicio satisface las condiciones mencionadas.

En general, el operador del sistema buscará ofertas cerradas por parte de los generadores

con capacidad para proveer el servicio, sin embargo esto no evita que el operador pueda

establecer nuevos contratos con otras generadoras posterior al establecimiento de los contratos

bases, si así lo estima conveniente para satisfacer nuevos escenarios técnicos.

El operador deberá poder demostrar que cuenta con la habilidad para recuperar el sistema

desde un apagón total o parcial del sistema. Por tanto, existirá la prueba general de partida en

negro, donde se comprueba la capacidad de restaurar el sistema a partir de las unidades

contratadas, sometiendo a estas últimas a los procedimientos que ya se especificaron. Además se

pone a prueba la capacidad del operador de coordinar la situación en cada una de las islas del

territorio, con el fin de mejorar el proceso de partida en negro a todo nivel, observando el actuar

de todas las partes involucradas. Se espera así entender los puntos fundamentales del proceso,

además de concientizar a los actores de las dificultades del proceso.

5.5.- El sistema RECRÉ: plan de restauración para el sistema de Hydro-Québec

El plan de recuperación de servicio ideal es aquel que se basa en una completa

disponibilidad de todos los equipos necesarios, lo que sin embargo dista de la operación real del

sistema, donde ya sea por falla o mantenimientos programados, la topología del sistema puede

variar considerablemente.

Es por esto que el plan de restauración debe –idealmente- ser actualizado diariamente, lo

que requeriría realizar una serie de estudios que analicen el comportamiento del sistema durante

la ejecución de ese plan.

Durante años, Hydro-Québec ha acumulado una gran cantidad de conocimiento que

conjuga todas las soluciones utilizadas en el pasado. Los coordinadores del proceso son quienes



decidirían cual camino sería el apropiado tomar y ejecutar, pero puede ser requerido que se

diseñen nuevas soluciones cuando corresponda.

El software RECRÉ (acrónimo Francés para “Remise En Charge du Résau” – Restauración

del sistema) ha sido implementado por Hydro-Québec en 2005. El principal objetivo de este

programa es manejar el conocimiento de los operadores del sistema para determinar cuál es la

solución apropiada para la secuencia de operaciones de recuperación del servicio del sistema tras

un apagón.

Este sistema permite analizar la situación de disponibilidad de equipos y el conocimiento

acumulado sobre planes de restauración para generar un plan adecuado en cosa de segundos,

generando todos los documentos necesarios que son repartidos entre los distintos participantes

del proceso. Además, este sistema puede analizar en unos pocos segundos todas las situaciones

que se dan por los mantenimientos programados en una ventana de semanas hasta un año.

5.6.- Metodologías de pago del servicio partida en negro

Previamente se han revisado las metodologías utilizadas en distintos sistemas eléctricos

para establecer las unidades de partida en negro y los demás requisitos que deben cumplirse para

poder lograr una restitución satisfactoria luego de un Black Out. Sin embargo, es interesante

revisar cuál es la lógica de pago detrás del planteamiento técnico para resolver eficientemente

este problema [15].

Las unidades de partida en negro son la pieza fundamental del reinicio de un sistema,

puesto que cargan con la responsabilidad de crear las islas básicas de cualquier proceso de

restauración. Por tanto, todo sistema requiere de un conjunto de centrales que tengan esta

habilidad. Tradicionalmente los costos de la partida en negro se traducían en una tarifa que

permitía la recuperación de los costos asociados. En la mayoría de los actuales mercados

desregulados esta concepción persiste, a pesar de la clara tendencia en estos esquemas a

solucionar los problemas de pago a través de estrategias de mercado más que hacerlo basado en

costos. Es interesante notar que los costos para el sistema eléctrico en un Black Out no son tan

importantes como el perjuicio que la situación causa a toda la economía, por lo que se deja

entrever que las estrategias basadas en costos pueden ser una mala señal, existiendo un nicho

para crear un mercado adicional.

Es válido preguntarse cuales serían los beneficios de establecer una metodología de

obtención del respaldo para la partida en negro a través de un esquema competitivo. En general,

se vislumbran dos cualidades particulares que vuelven interesante esta alternativa, ambas

relacionadas con costos. Existen dos estructuras de costos asociadas a la partida en negro; los

costos propios del proceso de la partida en sí misma, los cuales son en general bajos y los costos

asociados a la pérdida de carga, los cuales son evidentemente exorbitantes.



• En relación a los costos directos, se percibe que la estrategia competitiva es más

económica que aquella basada en costos, puesto que esto se comprueba así en la mayoría

de las áreas donde se han implementado estrategias competitivas. Estas últimas

promueven el uso de tecnologías y metodologías más eficientes, mientras que los sistemas

basados en costos no incentivan esto último.

• El desarrollo de un mercado competitivo implica que los periodos de contratación

obliguen a los organismos involucrados en la coordinación a realizar estudios de

restauración de manera periódica, manteniéndolos siempre actualizados. En los sistemas

basados en costos se verifican altos incentivos a retardar estos estudios

permanentemente.

En general se presupone que los servicios complementarios en mercados desregulados

deben asignarse a través de estrategias competitivas, a menos que se observen características en

el producto que lo vuelvan inadecuado para estos propósitos. A continuación se revisan las

características asociadas al producto partida en negro.

Es un hecho que para lograr la competencia en un mercado, el producto tiene que

satisfacer condiciones de homogeneidad y ser geográficamente sustituible. Si bien la primera

característica no es absoluta, siempre es necesario un cierto nivel de homogeneidad. La

sustitutibilidad geográfica se puede entender a través del efecto que esta produce en el mercado:

genera características de mercado desafiante. Si un mercado como este no tuviese esta

característica, tendería fácilmente a generar poder de mercado, volviéndose inevitable tener que

asumir una estrategia basada en costos. Se comprueba que el mercado asociado a la partida en

negro satisface homogeneidad del producto y sustitutibilidad geográfica y por lo tanto se vuelve

adecuado para establecer competencia en sus transacciones.

A continuación se revisan brevemente las alternativas actuales de obtención de partida en

negro, basado principalmente en la gama de alternativas presentes en EE.UU.

� Basado en costos

Es el caso de la CAISO, PJM y NYISO. Para el primero de ellos se tiene que los

costos de recuperación de servicio se traspasan a los contratos RMR (Reliability Must Run)

con generadores. El fin de estos contratos no es específicamente la provisión de partida en

negro, pero se considera al tomar decisiones RMR. Los costos asociados al RMR se asignan

al dueño de la transmisión correspondiente (PTO), esto es, al territorio donde están las

UPN. Luego, el transmisor acuerda una tarifa de confiabilidad con las empresas públicas

de distribución, de manera de transferir los costos a los clientes finales. Los costos se

transmiten directamente al PTO y no se distribuyen de acuerdo al uso de los sistemas de

transmisión.

� Tarifa Plana

Es el caso del ISO-NE. Antiguamente contaba con un sistema basado en costos,

donde los generadores integrantes voluntariamente elegían ser unidades de partida en



negro y se les compensaba por el servicio de acuerdo a los costos auditados. Debido al

proceso de auditoría y los costos de este proceso, los participantes no se veían motivados

a participar voluntariamente. Del mismo modo, existía poco incentivo para los integrantes

de mantener o aumentar la capacidad de partida en negro.

El cambio implementado crea una tarifa plana, la cual se utiliza para valorar la

capacidad mensual declarada por las unidades. Esta tarifa se determina centralizadamente

considerando los costos históricos efectivamente pagados a generadores, el costo de un

generador diesel con capacidad de partida en negro y la información de los generadores

con capacidad de partida en negro respecto a cuanto ellos consideran apropiado pagar.

Esta ISO justifica este método debido a los menores costos administrativos incurridos y a

la claridad para la recuperación de costos para los generadores.

� Por Competencia

Algunos ejemplos de sistemas con una estructura competitiva son la ERCOT

(Texas) y el sistema neozelandés.

La ERCOT se basa en un sistema de ofertas, por lo que se abre periódicamente un

concurso para que los generadores oferten sus precios asociados a sus características

técnicas, para que luego de dos meses se definan las UPN.

La oferta es un costo de espera en [$/h], la cual no está asociada a una capacidad. Todos

los conceptos de costos que el generador considere deben resumirse en el costo de

espera. El sistema es paid-as-bid, por lo cual a cada generador se le pega según su oferta,

en caso de que sean elegidos. Si es que sus mantenciones y salidas forzadas generan una

tasa de disponibilidad menor a 85%, se castiga el ingreso total a pagar de acuerdo a la

proporción de disponibilidad por debajo de ese límite. Las generadoras participantes

deben demostrar que son capaces de poner en operación una unidad cercana, para

comenzar la restitución de islas.

La evaluación que realiza el operador, es por criterios de mínimo costo, buscando

satisfacer las necesidades de la restauración desde un Black Out (lograr restituir un 90% de

la demanda máxima dentro de 60 horas luego del apagón). En caso de que el conjunto

seleccionado antes no sea capaz de entregar la energía necesaria para que las centrales

nucleares partan dentro de las primeras 4 horas, se establecen ofertas adicionales, al igual

que frente a la necesidad de centrales más cercanas a grandes centros de carga.

Con el análisis anterior se observa el panorama general en relación al pago del servicio

complementario partida en negro. En relación al método competitivo se puede apreciar que la

metodología pay-as-bid puede ser mejorada, puesto que ella impulsa a que los generadores

sobreestimen sus costos. Existen estrategias adicionales para evitar que determinados

generadores ejerzan poder de mercado y además para determinar la metodología de tarificación

de situaciones especiales, como el pago por la energía en el intervalo en que el sistema se está

normalizando.


Universidad Católica de Chile | 6.- Recomendaciones para el sistema chileno 38

6.- Recomendaciones para el sistema chileno

En base a los modelos presentados en el capítulo anterior, a continuación se especifican

algunas de las estrategias que se recomiendan para que el sistema chileno desarrolle un sistema

I. Estrategias de recuperación

A pesar de ser un sistema longitudinal y tener un esquema de mercado menos liberal que

la mayoría de los países, destaca que la estrategia del sistema utiliza una filosofía basada en la

recuperación por zona, basándose en la delegación de la recuperación de áreas reducidas

alrededor de la unidades generadoras con capacidad de partida autónoma o con aislamiento

rápido, con comunicaciones reducidas entre las distintas áreas y el operador del sistema. Luego de

la recuperación de las diferentes áreas, se da inicio a la sincronización /interconexión de las

distintas islas formadas para continuar con la recuperación del sistema interconectado.

El principal objetivo es la atención en paralelo de distintas partes del sistema para reducir

los tiempos de recuperación de carga. Asimismo, la estructura jerárquica y las divisiones

funcionales son adecuadas con el tipo de estrategia.

Por otro lado, la periodicidad anual de la realización de los estudios es conveniente para

cubrir las expansiones de los sistemas.

II. Los sistemas de comunicaciones

En este punto hace falta reforzar las comunicaciones de los centros de operación

regionales con el centro de control del sistema (los CC o COR designados con el CDC) puesto que

existe una debilidad de los mecanismos existentes ante los desastres naturales, donde se ha

comprobado en el caso reciente de febrero que el CDEC-SIC se quedó prácticamente aislado,

mientras que el CDEC-SING el año 2007 mantuvo la comunicación de manera limitada sólo

mediante correo electrónico.

III. Las secuencias de maniobras

En ambos sistemas se establecen las maniobras en detalle para la ejecución en tiempo real

del PRS en una zona determinada, describiendo las acciones a ejecutar paso a paso. Estas

secuencias consideran cada área y zona, pero más relevante es el hecho que consideran la

indisponibilidad de instalaciones de transmisión y generación, dejando caminos alternativos para

una efectiva recuperación del servicio. Moverse a un esquema como el desarrollado por Hydro-

Quebec puede no ser necesario dadas las dimensiones de cada área, ya que se presentan solo

algunas pocas opciones.

Para agilizar el proceso, podrían establecerse exigencias sobre la capacidad de maniobras

a distancia “aguas abajo” que realizan los centros de control respectivos sobre algunas

instalaciones más críticas, que por su lejanía geográfica no poseen un encargado en la subestación



respectiva. Esta recomendación se basa en la experiencia recogida en el CDEC-SING sobre algunas

maniobras de cierre de interruptores que han retardado el proceso de recuperación.

IV. Análisis de las instalaciones de generación para el PRS

En ambos sistemas se tienen algunas deficiencias en cuanto a la localización de los

recursos de partida rápida, siendo necesaria la energización de líneas de alta tensión.

El número de unidades que tienen capacidad de partida autónoma puede ser

incrementado ó incluso reubicados para lograr una mejor distribución de los recursos en el

sistema. Por ejemplo, en SING se han hecho recomendaciones para el suministro de los servicios

auxiliares en la Central Térmica Mejillones, debido a la ausencia de recursos en la barra Cachaya.

Dentro de las recomendaciones, están las siguientes opciones:

• Movilizar unidades diesel desde la Central Diesel Antofagasta e instalarlas en Central Térmica Mejillones

• Realizar una interconexión de las subestaciones Atacama y Chacaya en 220 kV, para aprovechar la rápida partida de la Central Atacama.

Un tema importante es el análisis de las interconexiones con otros sistemas, las cuales son

inexistentes en nuestros sistemas SING y SIC, pero que son vitales en los análisis realizados en

otros países

Durante la emergencia, el operador debe localizar y coordinar los distintos recursos, de

acuerdo a estrategias ya preestablecidas según los recursos disponibles, así que para garantizar la

recuperación del servicio, es esencial que las unidades generadoras tengan asociadas cierta

información, como por ejemplo su ubicación, conexión a la red, capacidad de partida autónoma,

tasa de toma de carga, habilidad de ajustar nivel de reactivos y de regular frecuencia y tensión

durante la toma de carga, etc.

Existe actualmente una clasificación basada en la capacidad de partida autónoma y de

aislamiento rápido. No existen estudios de unidades que no cumplen estos dos criterios a priori

pero que con algunas transformaciones técnicas pueden ser parte del plan de recuperación, por

ejemplo se pueden incluir recomendaciones para:

• Aquellas unidades hidroeléctricas y gas/diesel que no tienen sistema de partida autónoma, así como aquellas unidades termoeléctricas a carbón o ciclos combinados que potencialmente tienen capacidad de aislamiento rápido.

• Aquellas unidades que técnicamente no tienen las capacidades anteriores, o también que por razones geográficas, pueden ser usadas en conjunto con planes de defensa adecuados que formen islas a abastecer por estas unidades.

Lo anterior puede ayudar a reducir los problemas asociados con:

• Necesidad de energizar largas líneas sin carga, con problemas de sobre tensión en los extremos.



• Capacidad limitada de algunos generadores sincrónicos de trabajar en baja excitación, absorbiendo reactivos de la red.

• Problemas con la coordinación de plantas ubicadas lejanas unas de otras.

V. Stock mínimo de combustible

Se piensa que una vez que sea requerida una habilitación de unidades para el proceso de

partida rápida, las exigencias sobre los tiempos mínimos de operación durante el proceso de

recuperación del servicio deberían ser más claras, de manera que esto implique directamente que

las unidades que se comprometen a prestar este servicio, manejen un stock de combustible que

sea lo suficiente para ello. Adicionalmente, se piensa que esto está relacionado con un esquema

de pagos por adelantado, donde debe certificarse que las unidades cumplan con lo contratado.

VI. Incentivos a proveer el servicio de partida autónoma

La mayoría de los países los servicios de restauración son opcionales y se utiliza el

concepto de “cost-based” para remunerar el servicio de partida en negro, mientras que en otros

aparecen esquemas “market-based”. En el primero esquema se presenta la dificultad de estimar

los costos realmente incurridos; en el segundo caso, las reglas de pago deben ser un resultado de

la competencia y en oposición a cualquier monopolio local de los recursos para la recuperación del

servicio.

Típicamente, el mecanismo por costos incurridos incluye todos aquellos costos de

habilitación de la capacidad de partida autónoma, costos de mantención y otros costos periódicos

de pruebas y de entrenamiento del personal.

Estas consideraciones presentan dificultades, principalmente por el riesgo de no contar

con los equipos suficientes, lo que está moviendo a gran parte de los operadores del sistema a

promover la competencia, tal como en otros servicios complementarios, estudiando así los

mecanismos de remuneración basados en esquemas de mercado.

En el caso Chileno, se pueden hacer distintas recomendaciones según los distintos

enfoques analizados a nivel mundial:

• Un incentivo posible al mecanismo de pagos por costos para incrementar el interés en

instalar y mantener recursos de recuperación de servicio, considerando factores a aplicar

según la diversificación por zona.

• Crear un nuevo sistema de pago por potencia, en donde no se considere solo el costo del

desarrollo eficiente, sino que además los costos auditados y costos históricos incurridos.

• Considerar un esquema de licitaciones, con exigencias técnicas claras sobre la localización

y dimensión de los recursos necesarios.

• Considerar exigencias a los tiempos máximos en que se espera una recuperación del

sistema o de alguna parte importante del consumo. Estas exigencias junto con un

mecanismo de pago adecuado pueden resultar en nuevas inversiones (ERCOT).



VII. Contribución de la demanda al proceso de recuperación

Dentro de toda la discusión anterior, solo se ha hablado de las unidades generadoras y de

las secuencias de maniobra de los distintos equipos asociados, así como la red de transmisión, y se

ha dejado de lado la contribución de la demanda durante el proceso de restauración.

Durante las primeras etapas de la reposición del servicio, las cargas que se recuperan

pueden ser muy distintas de aquellas existentes antes del apagón, dependiendo incluso de la

duración del corte de suministro; por ejemplo la demanda por aire acondicionado al momento

después de la reposición puede ser mucho mayor luego de que estos estuvieran apagados durante

la falta de suministro.

Adicionalmente, durante el comienzo es difícil mantener una capacidad de regulación

mientras las unidades están en el proceso de toma de carga. Así, es interesante la posibilidad de

manejar la demanda que se va recuperando durante el proceso, controlando el número de

usuarios reconectados, o bien, controlando la capacidad que se provee a cada uno de ellos

En el caso de los consumos residenciales, podría reducirse de manera temporal la

capacidad de suministro (de 3 a 1 kW por ejemplo) con tal de satisfacer las aplicaciones más

importantes (refrigeradores, iluminación, etc.)

Si existiera este tipo de manejo de la demanda, cuando se reconectan las distribuidoras, es

posible crear una etapa de “servicios esenciales” y levantar la restricción cuando se tiene mayor

seguridad tanto en la capacidad de la red y de generación.


Universidad Católica de Chile | 7.- Conclusiones 42

7.- Conclusiones

Durante el desarrollo del presente trabajo se alcanzaron una serie de conclusiones como

fruto del análisis realizado, las cuales se explicitan a continuación:

� De análisis de casos internacionales, se desprende que los apagones no son ajenos a

ningún tipo de sistema, independiente de su tamaño, topología o estructura de mercado.

Las experiencias que han adquirido los distintos sistemas han afectado la evolución de las

políticas de seguridad en el sector. Si bien el desarrollo de sistemas interconectados no

garantiza que la seguridad de un sistema sea total, si se observan ventajas en términos de

la velocidad de restitución del servicio.

� De la misma estructura de este trabajo se puede deducir que, en términos técnicos, el plan

de restauración tiene una estructura muy similar para todos los sistemas. Se identifica una

raíz común en la metodología para poner en operación cualquier sistema, donde siempre

se comienza desde aéreas reducidas en torno a recursos con partida autónoma, para

luego dar paso a la interconexión del sistema completo.

� Las grandes diferencias entre los planes de restauración, radican en las consideraciones

necesarias para determinar cuáles son las unidades que participarán en el proceso de

restitución. Esto se liga íntimamente con la estructura de mercado asociada a cada

sistema, además de las características técnicas de las unidades y de la topología del

sistema.

� En relación a las estructuras de pago de este servicio, se verifica que existe una gran

tendencia a mantener estructuras basadas en costos, como herencia de los sistemas

verticalmente integrados existentes antes de las reformas al sector en los distintos países

y dado que las posibles ventajas de la introducción de nuevos esquemas no se aprecian a

corto plazo. Sin embargo, se estima que estrategias competitivas combinadas con

exigencias de disponibilidad y tiempo mínimo de reposición, podrían conducir a procesos

de recuperación más eficientes en términos de la localización y cantidad de recursos

necesarios, tiempo de duración de las interrupciones y de los costos asociados.

� Respecto a la estructura del plan de recuperación del sistema chileno, se puede concluir

que la filosofía aplicada de recomposición por zonas y áreas eléctricas que se restituyen de

manera independiente y en forma paralela es el esquema que tiene más ventajas en

términos de los tiempos necesarios. En este sentido, los sistemas chilenos están a la par

con lo encontrado en los distintos sistemas a nivel internacional.

� Por otro lado, se pueden establecer mejoras en los sistemas de comunicación, donde los

enlaces directos punto a punto no son suficientes ante la ocurrencia de catástrofes


Universidad Católica de Chile | 43

naturales, siendo entonces relevante el respaldo de las comunicaciones a través de

sistemas satelitales.

� Asimismo, en los estudios de las instalaciones de generación que tienen capacidad de

participar en el proceso de recuperación del servicio, aparecen deficiencias en la

localización de los recursos dentro de las distintas áreas eléctricas. Se identifica como una

necesidad realizar estudios de las unidades ya existentes para determinar las posibles

modificaciones que les permitirían participar del proceso, mejorando la eficiencia en la

recuperación del sistema.

� Adicionalmente, se visualiza como una necesidad la implementación de un esquema de

incentivos adecuado para el desarrollo de los recursos necesarios, que incluya señales

claras de localización y una oportunidad de recuperar la inversión y los costos asociados.

Estas compensaciones implican también crear mecanismos de exigencias para los agentes

participantes del proceso de recuperación del servicio, a través de pruebas de

disponibilidad, sanciones e incentivos económicos, que den garantía de una reposición

eficiente.


Universidad Católica de Chile | 8.- Referencias 44

8.- Referencias

[1] Barsalia, S.; Gigliolia, R.; Polia, D.; Sforna, M.; Salvati, R.; Zaottini, R. “The restoration of an

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[10] Dirección de Operación y Peajes CDEC-SING. 2008 “Plan de Recuperación de Servicio”

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[11] Dirección de Operación y Peajes CDEC-SIC. 2008 “Plan de Recuperación de Servicio”

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[12] Feltes, J.W. “Black Start Studies for System Restoration” Power Engineering Society General Meeting, 2008.

[13] Gomes, P.; Guarini, A.; Rocha, A.; Rocha, M. “Guidelines for Power System Restoration in

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[16] Knight U. G., “Power Systems in Emergencies”. John Wiley and Sons, Londres. 2001. ISBN

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[21] North American Electric Reliability Council (NERC), “NERC Planning Standards - Emergency

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[22] “Northeast Blackout of 2003” http://en.wikipedia.org/wiki/Northeast_Blackout_of_2003.

Visitada en Mayo de 2010.

[23] “Southern Brazil blackout 1999”

http://en.wikipedia.org/wiki/1999_Southern_Brazil_blackout. Visitada en Mayo de 2010.


Universidad Católica de Chile | 9.- Anexos 46

9.- Anexos

9.1.- Anexo 1: Plan de Recuperación de Servicio (PRS) del SING El Plan de Recuperación de Servicio del SING ha sido aplicado desde el año 1999 y actualizado continuamente. El estudio recoge la experiencia operativa acumulada por la Dirección de Operación (DO), el Centro de Despacho y Control (CDC) y los Centros de Control (CC). Lo anterior, complementado con los análisis de las secuencias de maniobra de las instalaciones, como también a partir de los estudios realizados tanto por las empresas propietarias como por la DO. Llama la atención el párrafo siguiente “Dado que durante el presente año ha cobrado relevancia especial el uso de diesel para la generación (por la menor disponibilidad de gas natural), se ha incorporado un análisis realizado por la DO en la que se concluye que dada la baja probabilidad de ocurrencia de una Apagón Total, no resulta conveniente para el SING, mantener niveles mínimos de stock de diesel en la centrales para poder iniciar la aplicación del PRS. El informe que preparó la DO se denomina “ANÁLISIS DE UNA POLÍTICA DE MANEJO DE STOCK MÍNIMO DE COMBUSTIBLE PARA APLICACIÓN DEL PRS” (codificado bajo la designación CDEC-SING C- 0052/2007) y fue enviado a todos los CC para su conocimiento y es importante indicar que ningún CC realizó observaciones a dicho documento.” Considerando todo lo anteriormente mencionado en las exigencias de la NT, se prepara un documento que informa los resultados de los Estudios para PRS que ha realizado la DO con el apoyo de los CC, para establecer el Plan de Recuperación de Servicio. El estudio se presenta en dos tomos, ya que por razones prácticas se prefiere presentar las secuencias de maniobra en un documento separado. Estructura del PRS del SING Las secuencias de maniobras del PRS están estructuradas en dos niveles:

i) Secuencias de maniobras sistémicas a utilizar por el CDC y los CC, que están definidas por diagramas de flujo, tanto para la interconexión de zonas, como para la recuperación de cada área. El criterio básico para la construcción del diagrama de flujo está basado en reconocer, principalmente, las unidades de partida autónoma cuya generación servirá para abastecer los servicios auxiliares de las unidades disponibles para su reconexión al sistema, energizar las subestaciones y líneas de transmisión que permitirán la recuperación de los consumos críticos. Estos diagramas de flujo tienen a lo menos un camino alternativo que describe la opción de normalización del suministro eléctrico a través de soluciones técnicas factibles. ii) Secuencias de maniobras de detalle, a utilizar por los CC que coordinan la operación en tiempo real. En esta etapa se establece la jerarquía operacional y la ejecución de maniobras, tanto al interior de las instalaciones que coordina cada CC con los CO que operan directamente las instalaciones, como entre ellos, las que se detallan hasta el nivel de los interruptores principales.



División del sistema en zonas y áreas

Para la elaboración del PRS, el SING se ha dividido en cuatro zonas y cinco áreas:

EL PRS establece para cada una de las Áreas y Zonas la opción de recuperación y las alternativas que se podrían ejecutar si existe alguna indisponibilidad de instalaciones transmisión o generación.

En el Tomo II correspondiente al PRS se detalla cada una de las secuencias de recuperación asociadas a cada Área y Zona.

En la confección de las secuencias de recuperación, se consideraron los siguientes aspectos:

• Parque generador que puede ponerse en servicio para recuperar las instalaciones. En este conjunto se encuentran las unidades y componentes de partida autónoma y aquellas que no cumplen con las exigencias para partida autónoma descritas en el artículo 10-10 transitorio de la NT de SyCS, pero que pueden entrar en servicio en el orden de 20 minutos e iniciar la puesta en servicio de instalaciones del sistema de transmisión en vacío y restablecer el suministro a las cargas críticas.

• La prioridad en la recuperación de servicio de las cargas críticas es asignada:



o Inicialmente al suministro de los servicios auxiliares de las unidades generadoras.

o La segunda prioridad en la recuperación la representan los consumos esenciales de las ciudades y los consumos industriales o mineros para sus procesos básicos. A partir del momento en que las cargas críticas han sido cubiertas, se continúa con la toma de carga del resto de los consumos en función de la disponibilidad de generación de la Zona o Área.

Las secuencias de maniobra que se detallan en el Tomo II del Estudio para PRS, fueron actualizadas de la siguiente forma:

• Experiencia de los CC y CDC en maniobras de recuperación efectuadas en el pasado.

• Estudios y análisis realizados por la DO, en conformidad a lo solicitado por los CC y CDC en su minuta CDC-010/2005 que se adjunta en el Anexo 2.

Estructura Jerárquica y de Comunicación

La estructura jerárquica establecida en la NT para efectuar una recuperación del servicio ante un Apagón Total es la siguiente:

a) El CDC-SING

b) Los CC de Edelnor y Transelec como responsables del Sistema Troncal.

c) Los CC de Edelnor, Transelec, Electroandina, Gasatacama, Celta y Transemel, como

responsables del sistema de subtransmisión.

d) Los CC de Edelnor, Electroandina, Gasatacama, Celta, Norgener como responsables de

instalaciones de generación, incluidas las instalaciones del sistema de transmisión

adicional

e) Los CO de instalaciones de clientes y subestaciones que tienen comunicación directa

con los respectivos CC.

Sin embargo se señala que, dada la distribución geográfica de las instalaciones del SING y las

instalaciones que cada CC debe maniobrar o coordinar su operación, se ha establecido una

delegación al inicio de la recuperación de servicio a determinados CC, que tiene por objeto

optimizar el tiempo de recuperación del sistema, minimizando las comunicaciones hacia el CDC.

El esquema de comunicaciones queda establecido de acuerdo a lo que muestra la Figura siguiente, indicándose los medios de comunicación disponibles:

1. Los CC informan al CDC del estado parcial de las Zonas y Áreas definidas en el PRS (Generación, Transmisión y Consumos). 2. EL CDC informa el estado General del SING a todos los CC. 3. El Jefe del CDC informa a los Jefes de los CC el estado general del SING.



4. Los CC definen e informan al CDC el inicio del plan zonal a seguir, de acuerdo a los recursos generación y transmisión disponibles. 5. Los jefes de los CC informan al Jefe del CDC el estado de avance y proyección del plan zonal aplicado por los CC. 6. Los CC informan cuando se cumple el hito de “FIN DELEGACIÓN”. A partir de este punto el proceso de recuperación de la zona queda bajo la coordinación del CDC. 7. Los CC informan al CDC cuando estén en condiciones de aplicar un plan de sincronización interzonal. 8. El Jefe del CDC informa a los Jefes de los CC el estado de avance y proyección del PRS, en particular, cuando el sistema se ha recuperado completamente.

Figura XX. Comunicaciones Operativas durante el PRS.

Secuencias de Recuperación de Servicio

El CDC y los CC han desarrollado las secuencias de maniobras que permiten recuperar el sistema luego de ocurrido un Apagón, considerando todo lo expuesto en el Tomo I del PRS. En el Tomo II



se explicitan los planes que se aplicarán para recuperar las instalaciones de cada una de las Áreas y Zonas, los que poseen la siguiente estructura:

• Diagrama de flujo de decisiones para la recuperación del Área o Zona.

• Secuencia de maniobras que se desprende del diagrama de flujo del Área o Zona.

Como ejemplo, se presenta el PRS para la Zona norte, Área Arica. Para el resto de las Áreas los procedimientos son similares, considerando distintos planes para distintas condiciones de disponibilidad de unidades generadoras.



Flujo de Decisiones para la Recuperación del Servicio del Área Arica



Secuencia de maniobras para la Recuperación del Servicio del Área Arica

1. DISPONIBILIDAD NORMAL � _______ CDC da la orden a los CC de Edelnor y Transemel de la aplicación de los ERS. � _______ Sincroniza la primera unidad en la Central Chapiquiña

� CERRAR interruptor 52E1 en S/E Chapiquiña, inicio de toma de carga de Chungará (0.3 MW)

� CERRAR interruptor 52E2 en S/E Chapiquiña, inicio de toma de carga de Putre. (0.3 MW)

� Conexión del Tap-off el Águila (0.6 MW) � Conexión del Tap-off Cerro Chuño (0.6 MW)

2. ENERGIZACIÓN DE SUBESTACIÓN ARICA � _______ Sincroniza la primera unidad GMAR en la C.D. Arica. � _______ Si la energía proviene inicialmente desde la Central Diesel Arica, se energiza la línea

66 kV Arica-CD Arica y luego se sincroniza la línea 66kV Chapiquiña-Arica � CERRAR interruptor 52B1 en S/E C.D Arica (Línea 66 kV Arica- Central Diesel Arica) � CERRAR interruptor 52B5 en S/E Arica (Línea 66 kV Arica- Central Diesel Arica),

queda energizada la Barra de 66 kV de la S/E Arica. � SINCRONIZAR interruptor 52B2 en S/E Arica (Línea 66kV Chapiquiña-Arica)

� _______ Si la energía proviene inicialmente desde la Central Chapiquiña, se energiza la línea66kV Chapiquiña-Arica y luego se sincroniza la línea 66 kV Arica-CD Arica

� CERRAR interruptor 52B2 en S/E Arica (Línea 66kV Chapiquiña-Arica), queda energizada la Barra de 66 kV de la S/E Arica.

� CERRAR interruptor 52B1 en S/E C.D Arica (Línea 66 kV Arica- Central Diesel Arica) � SINCRONIZAR interruptor 52B5 en S/E Arica (Línea 66 kV Central Diesel Arica-Arica)

� _______ Sincroniza la primera unidad M2AR � Toma de carga de Emelari restringida a la generación disponible en la S/E Arica (5.0

MW)

3. TOMA DE CARGA DE EMELARI RESTRINGIDA A LA GENERACION DISPONIBLE EN LA S/E ARICA

� _______ Sincroniza la segunda unidad en la Central Chapiquiña

� Sincroniza la segunda unidad GMAR. � Sincroniza la tercera unidad GMAR. � Sincroniza la cuarta unidad GMAR.

� _______ Conexión de Tap Off Quiani � Cerrar Interruptor 52B1 en Tap Off Quiani � Toma carga Emelari restringida a la generación disponible en la S/E Quiani

(3.0 MW)

4. ENERGIZACIÓN DE LA LÍNEA 66 KV TAP OFF QUIANI-PARINACOTA-QUIANI y toma de carga de Emelari en la S/E Quiani restringida a la generación disponible.

� _______ Energización de Línea 66 kV Tap-off Quiani-Parinacota-Quiani. � Sincroniza la segunda unidad M2AR � Sincroniza la primera unidad M1AR � Sincroniza la segunda unidad M1AR



� Sincroniza la tercera unidad M1AR

� _______ Energización de la Barra 66 kV S/E Parinacota � Cerrar Interruptor 52B3 en S/E Parinacota.

5. ENERGIZACION DE LA LÍNEA 66 kV PARINACOTA–CHINCHORRO y toma de carga de Emelari en la S/E Chinchorro restringida a la generación disponible.

� _______ Energización de línea 66 kV Parinacota-Chinchorro � Cerrar Interruptor 52B2 en S/E Parinacota � Cerrar Interruptor 52BT1 en S/E Chinchorro. � Toma de carga Emelari restringida a la generación disponible en la S/E

Chinchorro (6.0 MW) 6. A PARTIR DE ÉSTE INSTANTE SE ESPERA LA INTERCONEXIÓN HACIA POZO ALMONTE O EVENTUALMENTE DESDE CÓNDORES A TRAVÉS DE LA LÍNEA 220 KV CÓNDORES-PARINACOTA PARA SINCRONIZAR EN 66 KV EN LA S/E PARINACOTA. 7. FIN DELEGACIÓN SOBRE EL CC DE EDELNOR PARA LA RECUPERACIÓN DEL ÁREA ARICA.

9.2.- Anexo 2: Plan de Recuperación de Servicio (PRS) del SIC

El Plan de Recuperación de Servicio del SIC contempla la revisión de planes vigentes en el CDEC-SIC

y las modificaciones necesarias para que dichos planes cumplan los requerimientos de la NT. El

estudio se presenta en un solo documento, en donde se dedican los primeros capítulos a analizar

los recursos existentes para el uso en el PRS (recursos de partida autonoma, capacidad de

aislamiento rápido y existencia de equipos de vinculación para las distintas áreas), además de

hacer referencia a los requerimientos mínimos de control de frecuencia y tensión en cada zona

afectada, de manera que durante la recuperación de servicio, estos requerimientos sean

cumplidos.

Estructura del PRS del SIC

Según lo estipulado en el Manual de Normalización del Suministro Eléctrico, corresponde a la Dirección de Operación (DO) la elaboración y aprobación de los Planes de Recuperación de Servicio (PRS) y la aprobación de los Planes Particulares de Recuperación de Servicio (PPRS) específicos de cada zona, propuestos por los centros de control de las empresas que correspondan. Adicionalmente, en dicho manual se ha establecido que, con el fin de lograr una normalización global del SIC más eficiente, el Centro de Despacho y Control (CDC) podrá delegar en algunos Centros de Control (CC) la aplicación de los PRS previamente establecidos en sus zonas, para minimizar el número de comunicaciones y efectuar acciones simultáneas en distintas zonas o áreas del SIC, acortando los tiempos de recuperación parciales y total. Los CC que sean designados por el CDC para el cumplimiento de estas funciones delegadas se denominarán Centros de Operación Regionales (COR). Para todos los efectos legales, todas las acciones delegadas a los COR



que estén contenidas en los PRS, se entenderán como efectuadas por el CDC bajo la exclusiva responsabilidad de éste. Esta delegación de las funciones en la que un CC es designado para coordinar las acciones de otros CC dentro de su área y/o zona es similar a la realizada en el SING, salvo que no se denomina esa nueva institución COR. En este entendido, se establecen los PRS como también las delegaciones de la ejecución de ellos a los correspondientes COR. En los PRS se establecen:

• Las instalaciones de las empresas sujetas a coordinación del CDEC-SIC que recibirán instrucciones directamente del COR conforme a la orden de ejecución del CDC.

• Se incluyen también las comunicaciones que requiere el CDC, los COR y el resto de los CC del SIC para llevar a cabo la Recuperación de Servicio del SIC.

• Los COR, en conjunto con las empresas involucradas en su zona, deberán proponer los PPRS relativos a su área de acción, que deberán ser aprobados por la DO.

División del sistema en zonas y áreas

Para los fines de recuperación del servicio, el SIC se ha dividido en 4 (cuatro) ZONAS, NORTE, QUINTA REGIÓN, CENTRO y SUR y que en algunos casos comprenden más de una Región Geográfica. Las zonas y áreas señaladas a continuación, indican el parque generador que las abastece. ZONA NORTE Zona comprendida entre la S/E Paposo y el marco de salida de las líneas de 220 kV Los Vilos - Pan de Azúcar en S/E Los Vilos y la barra norte de 110 kV de la S/E Quínquimo. Será coordinada por el COR Norte. Por sus características presenta tres áreas que es conveniente separar: Diego de Almagro, Maitencillo y Pan de Azúcar.

Área Diego de Almagro Área comprendida entre las SS/EE Paposo y Diego de Almagro. Cuenta con las centrales Taltal, Diego de Almagro y San Lorenzo Área Maitencillo Área comprendida entre las SS/EE Carrera Pinto y Maitencillo y por la costa hasta la ciudad de Huasco. Cuenta con las centrales Huasco, Guacolda, Tierra Amarilla, Termopacífico y Cenizas. Área Pan de Azúcar Área comprendida por el marco de línea de la S/E Maitencillo y por el lado sur el marco de salida de las líneas de 220 kV Los Vilos - Pan de Azúcar en S/E Los Vilos. Cuenta con las centrales Punta Colorada, Los Molles, El Peñón, Totoral, Monte Redondo, Canela I y II. QUINTA REGIÓN Zona comprendida entre el marco de la línea de 110 kV Quillota – San Pedro, en la S/E Quillota, línea de 110 kV Cerro Navia – Las Vegas – San Pedro y las Áreas de la Quinta Región Costa y Valle del Aconcagua. Será coordinada por el COR Quinta Región a excepción de las interconexiones por la S/E Esperanza y la línea de 220 kV Polpaico – Los Maquis, que será efectuada entre El CDC y el CC de Colbún.



Esta zona se divide en dos áreas denominadas: Área Costa y Área Valle. Área Costa Área comprendida entre el marco de salida de la línea de 110 kV Quillota – San Pedro en la S/E San Pedro y la Quinta Región Costa. Cuenta con las centrales Colmito, Ventanas 1, Ventanas 2, Nueva Ventanas, Laguna Verde TV, Laguna Verde TG, Placilla y Quintay. Área Valle Área comprendida entre la línea de 110 kV Cerro Navia – Las Vegas – San Pedro y las centrales del Valle del Aconcagua. Cuenta con las centrales Aconcagua, Los Quilos, Chacabuquito, Hornitos, Los Vientos, Las Vegas y Sauce Andes. ZONA CENTRO Zona comprendida entre la S/E Quillota por el lado Norte incluida la línea de 110 kV Quillota - Quínquimo barra sur – Cabildo y por el lado sur el sistema de 500 kV de la S/E Charrúa, Linares por 154 kV y el marco de línea de 66 kV Linares – Parral en S/E Linares. Por sus características se divide en tres áreas, siendo éstas: Área Cerro Navia, Área Alto Jahuel y Área Itahue. Dentro de las Áreas Alto Jahuel y Cerro Navia se encuentra Chilectra. Dependiendo del área, ésta será coordinada por el CDC, el CC de Transelec, el COR Centro, el CC de CGE TRANSMISIÓN y el CC de Chilectra. Área Cerro Navia. Área comprendida entre la central Rapel y la S/E Los Vilos, incluida la línea de 110 kV Quillota – Quínquimo. Será coordinada por el COR Centro, a excepción de la línea de 110 kV Quillota – Quínquimo que será coordinada por el CDC y el CC de CGE TRANSMISIÓN. Cuenta con las centrales Espinos, Olivos, San Isidro I, San Isidro II, Nehuenco I, Nehuenco II, Nehuenco III, Quintero TG 1A, Quintero TG 1B, Renca, Nueva Renca y Rapel. Área Alto Jahuel Área que abarca desde el sistema de 500 kV en la S/E Charrúa, la central Pehuenche, la S/E Ancoa, la central Colbún y su línea de 220 kV Colbún – Maipo, las centrales Alfalfal, de Cordillera, Florida, Los Morros, Sauzal y Sauzalito, la S/E Alto Jahuel hasta la llegada a la S/E Cerro Navia y Polpaico 500 kV. Esta área será coordinada por el CC de Transelec a excepción de:

• Sistema Colbún Maipo: Este sistema será recuperado por el CC de Colbún y su conexión o sincronización en la S/E Colbún será coordinada por el CDC.

• Centrales de Cordillera: Este sistema será recuperado por el CC de Gener en coordinación con el CC de Chilectra.

Cuenta con las centrales Alfalfal, Queltehues, Maitenes, Volcán, Florida, Eyzaguirre, Puntilla, Los Morros, Candelaria, Colbún, Machicura, Chiburgo y Pehuenche. Área Itahue Área comprendida entre la S/E Ancoa 220 kV, Linares por 154 kV, marco de la línea de 66 kV Linares - Parral en la S/E Linares hasta la llegada a la S/E Alto Jahuel por el Norte. Será coordinada por el COR Centro y el CC de CGE TRANSMISIÓN con el CDC. Cuenta con las centrales Sauzal, Sauzalito, San Francisco de Mostazal, Teno, Cipreses, Isla, Curillinque, Lircay, Constitución (Energía Verde), Constitución (Arauco Generación), San Ignacio, Licantén, Linares y San Gregorio.



ZONA SUR Zona comprendida desde la Isla de Chiloé por el sur hasta la S/E Parral por 154 kV y el área de Concepción. Por sus características presenta dos grandes áreas de consumos que es conveniente separar:

• El Área Biobío, será coordinada por el COR sur.

• El Área Araucanía, será coordinada por el COR sur, a excepción del sistema entre la central Pullinque y la Isla de Chiloé en 66 kV, que será coordinada por el CC de STS.

Área Biobío. Área comprendida por la S/E Charrúa, las SS/EE Parral y Los Ángeles por 154 kV, área de Concepción, centrales de la cuenca del Laja, Río Duqueco y la central Pangue. Cuenta con las centrales El Toro, Antuco, Abanico, Ralco, Palmucho, Pangue, Rucúe, Peuchén, Mampil, Cholguán, Campanario, Los Pinos, Santa Lidia, Laja, Nueva Aldea, Bocamina, Petropower, Arauco, Coronel, Horcones, Newen y Fopaco. Área Araucanía. Área comprendida entre la S/E Charrúa por el norte hasta la S/E Chonchi en la Isla de Chiloé. Cuenta con las centrales Pullinque, Planta Valdivia, Antilhue, Capullo, Canutillar, Trapén, Ancud, Degañ, Quellón y Chiloé.

Secuencias de Recuperación de Servicio

A diferencia del SING, en el SIC, no existen los diagramas de flujo y una “checklist” que debe seguir

el CC a cargo del PRS en una zona determinada, sino que comprende un proceso detallado por

escrito en donde se señala y describe las acciones a ejecutar. Como ejemplo se presentan las

instrucciones del área Pan de Azúcar, de las cuales se encarga el COR Norte, responsable de

recuperar la Zona norte definida anteriormente. Es preciso agregar también que dada la topología

de generación y consumos concentrados en ciertos lugares geográficos, para la recuperación de

algunas zonas, es necesaria una recuperación de servicio en coordinación con otras zonas (Zona

Centro y Zona Sur)

PRS ZONA NORTE La Zona Norte realizará los procesos de recuperación de servicio en sus tres áreas en forma simultánea de modo que se vayan interconectando estas áreas en la medida que los recursos de generación sean suficientes. Por lo que el COR Norte será el encargado del proceso de recuperación de servicio en forma autónoma y descentralizada. Para recuperar el sistema norte con energía proveniente de la zona central se requiere contar con los equipos de compensación reactiva (CER) de las SS/EE Pan de Azúcar y Maitencillo. ÁREA PAN DE AZÚCAR.



El COR Norte y el CC de CGE TRANSMISIÓN aplicarán los Planes Particulares de Recuperación de Servicio en forma autónoma y descentralizada. El CC de CGE TRANSMISIÓN deberá prioritariamente despejar las barras de 110 y 66 kV de la S/E Pan de Azúcar y parcialmente la barra de 66 kV de la S/E Ovalle, para permitir el ingreso de las centrales El Peñón y Los Molles. Efectuadas las maniobras, le informará al CDC. El CC de Enlasa le dará partida a la central El Peñón y una vez en servicio, se coordinará con el CDC para la energización de la barra de 110 kV de S/E El Peñón. El CDC se coordinará con el CC de CGE Transmisión para recuperar la totalidad de los consumos de S/E El Peñón y para el cierre de la línea de 110 kV Pan de Azúcar – El Peñón, sin cargas conectadas. El CDC le informará al COR Norte de la disponibilidad de la central El Peñón para proveer de SS/AA al CER de S/E Pan de Azúcar. Si no se cuenta con la central El Peñón, el COR Norte recuperará los SS/AA de la S/E Pan de Azúcar con al menos dos unidades de la central Huasco o 2 unidades de la central Los Molles, por lo que el CDC se coordinará con el CC de Endesa para el ingreso de la central Los Molles. (Por medio de la línea de 110 kV Ovalle – Pan de Azúcar, con todas sus cargas desconectadas). Con la S/E Choapa energizada y la tensión dentro del rango de la NT, el CC de CGE TRANSMISIÓN cerrará el transformador de 220/110 de la S/E Choapa y recuperará la totalidad de los consumos correspondientes a la barra norte de la S/E Quínquimo y las SS/EE Quereo, Salamanca, Illapel y Combarbalá, sin consulta al CDC. Por otra parte, y una vez que el o los CER de la S/E Pan de Azúcar cuentan con SS/AA y sus tiristores están en condiciones de conducir para absorber potencia reactiva, el CDC autorizará al COR Norte para que se coordine con el COR Centro para el cierre de la línea de 220 kV Los Vilos – Pan de Azúcar circuitos 1 o 2 desde S/E Los Vilos. Previo al cierre de uno de los circuitos de la línea de 220 kV Los Vilos – Pan de Azúcar, el COR Norte deberá verificar abierto el o los interruptores de los arranques de las centrales Canela I, II, Totoral y Monte Redondo. Una vez energizada la S/E Pan de Azúcar, el CDC le solicitará al CC de CGE Transmisión recuperar la totalidad de los consumos del Área Pan de Azúcar. Al contar con margen de absorción de reactivos en los CER de la S/E Pan de Azúcar y con el CER de la S/E Maitencillo en condiciones de conducir, el COR Norte cerrará o sincronizará una de las líneas de 220 kV Pan de Azúcar – Punta Colorada – Maitencillo en la S/E Maitencillo. Una vez que el sistema Norte se encuentra estable, el CDC se coordinará con los CC de Endesa, Monte Redondo y Totoral para la sincronización de las centrales eólicas.

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