MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de
distribución
Autora: Trinidad Moya López Madrid, Octubre 2008
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno/a:
Trinidad Moya López
………………………………………………….
EL DIRECTOR
Joaquin Cabetas Felipe
Fdo.:………………………..Fecha: 7/10/2008
EL TUTOR
Tomás Gómez San Román
Fdo.: ………………………..Fecha: 7/10/2008
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
Tomás Gómez San Román
Fdo.: ………………………..Fecha: 7/10/2008
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RESUMEN
La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico en España define la distribución de
electricidad como una actividad regulada, cuya retribución es aprobada
anualmente por el Estado. Esta retribución debe reconocer los costes
incurridos por las empresas distribuidoras para el desarrollo de su actividad,
cumpliendo unos criterios de calidad del suministro que también están
regulados.
Los requerimientos de calidad de suministro están regulados por el RD
1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el Real Decreto 1634/2006, contemplan
entre otros aspectos el cumplimiento de unos límites de calidad zonal e
individual denominados TIEPI y NIEPI. Aunque es posible diseñar la red de
distribución para cumplir con criterios de garantía de de suministro más
estrictos a los definidos por la normativa estatal, en la práctica estos no
estarían reconocidos dentro de la retribución que percibirían las empresas
distribuidoras.
A raíz de una serie de grandes incidentes ocurridos en los últimos años, en
los que se produjo la pérdida completa de subestaciones urbanas en grandes
núcleos de población (Madrid y Barcelona) acompañada en algunos casos del
incendio de la instalación, en algunas Comunidades Autónomas se han
planteado requerimientos de garantía de suministro superiores a los definidos
por la normativa estatal.
Concretamente en la Comunidad de Madrid se ha aprobado la Ley 2/2007
por la que se regula la garantía de suministro eléctrico y el Decreto 19/2008
que la desarrolla. Además está en fase de aprobación otra Ley similar en
Cataluña.
La Ley 2/2002 y el Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid introducen
unos requerimientos en el cumplimiento de la garantía de suministro de forma
que ante grandes incidentes como los ocurridos por la pérdida completa de una
subestación el mercado pueda reponerse en su totalidad en menos de seis
horas. Esto, tal y como se desarrolla en la tesis, supone de forma efectiva la
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introducción de un criterio de planificación de fiabilidad múltiple (n-x) que es el
fallo completo de subestación, mucho más exigente que el criterio de fiabilidad
de fallo simple (n-1) habitualmente aplicado en distribución, y superior a los
requerimientos de calidad de servicio de la normativa estatal.
Debería ser necesario por lo tanto, antes de proceder a la aprobación de
este tipo de normativas con garantías de suministro superiores a la normativa
estatal, evaluar todos los aspectos que supongan un incremento en el coste de
la actividad de distribución. Este coste debería estar reconocido en la
retribución que anualmente percibe la actividad de distribución.
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INDICE DE CONTENIDOS 1. INTRODUCCIÓN .................................................................................. 9
1.1 Objeto de la tesis................................................................................. 10 2. CALIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO .......................................... 11
2.1 Normativa aplicable ............................................................................. 11 2.2 Calidad de servicio según la normativa estatal ................................... 12
2.2.1 Medición de la continuidad de suministro: Índices TIEPI y NIEPI .................................................................................................. 14
2.2.2 Límites de cumplimiento de la calidad de suministro individual . 16 2.2.3 Límites de cumplimiento de calidad zonal ................................. 18
2.3 Calidad de servicio según la normativa de las Comunidades Autónomas ....................................................................................................... 19 3. CRITERIOS DE DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN ................ 21
3.1 Estructura de la red de distribución ..................................................... 21 3.1.1 Instalaciones de la red de distribución ....................................... 22 3.1.2 Topología básica de la red distribución ..................................... 23 3.1.3 Localización de averías y reposición del servicio ...................... 26
3.2 Planificación de la red de distribución ................................................. 27 3.2.1 Escenarios de estudio y modelado de la red ............................. 31 3.2.2 Parámetros de control en la red de distribución ........................ 32 3.2.3 Criterios de fiabilidad en la red de distribución .......................... 33
3.2.3.1 Sobrecargas ................................................................................ 33
3.2.3.2 Caídas de tensión ........................................................................ 35
3.2.3.3 Cumplimiento de calidad ............................................................. 35
3.2.3.4 Fallo de elementos ...................................................................... 36
3.2.4 Priorización de criterios de fiabilidad ......................................... 39 3.3 Desarrollo de la red de distribución ..................................................... 43
3.3.1 Configuración de las subestaciones de distribución .................. 44 3.3.2 Configuración de la red de Media Tensión ................................ 48
3.3.2.1 Red de Media Tensión rural ........................................................ 48
3.3.2.2 Red de Media Tensión urbana .................................................... 52
4. CONTENIDO DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID .................. 64
4.1 Antecedentes ...................................................................................... 64 4.2 Objeto .................................................................................................. 65 4.3 Ámbito de aplicación ........................................................................... 67
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4.4 Justificación de la competencia en materia de regulación por parte de las comunidades autónomas ............................................................................ 68
4.5 Definiciones ......................................................................................... 69 4.6 Programa periódico de actuaciones .................................................... 72 4.7 Tiempos relacionados con la atención de incidencias ......................... 74 4.8 Criterios de desarrollo ......................................................................... 75
4.8.1 Fiabilidad del suministro ............................................................ 75 4.8.2 Potencia nominal de las instalaciones ....................................... 76
4.9 Conexión de nuevos suministros ........................................................ 77 4.10 Criterios de diseño en subestaciones .................................................. 78 4.11 Equipos auxiliares de emergencia ...................................................... 79 4.12 Plazo para adaptación de medios materiales a lo indicado por la Ley
2/2007 y el Decreto 19/2008 ............................................................................ 79 4.13 Régimen sancionador ......................................................................... 80 4.14 Otros aspectos .................................................................................... 81
5. APLICACIÓN DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID .................. 83
5.1 Introducción del criterio de fallo de subestación .................................. 83 5.1.1 Alcance del fallo de subestación ............................................... 85 5.1.2 Metodología de estudio del fallo de subestación ....................... 92 5.1.3 Consecuencias en el desarrollo de redes de distribución.......... 98 5.1.4 Ejemplo práctico de aplicación de fallo total ............................ 100
5.2 Conexión de nuevos suministros ...................................................... 104 5.3 Utilización de equipos móviles de emergencia .................................. 106 5.4 Riesgos de incumplimiento ............................................................... 111
5.4.1 Incumplimiento de calidad de suministro ................................. 111 5.4.2 Incumplimiento requerimientos Ley 2/2007 y Decreto 19/008 . 111 5.4.3 Incumplimiento de plazos ........................................................ 114
5.5 Influencia en desarrollos normativos de otras Comunidades Autónomas .......................................................................................................... 116
5.6 Costes para las empresas distribuidoras .......................................... 117 6. CONCLUSIONES FINALES .............................................................. 123 7. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................. 126
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INDICE DE TABLAS
Tabla 1. Clasificación de zonas de suministro .................................................. 14
Tabla 2. Límites de calidad individual Clientes MT (de 1 a 36 kV) ................... 17
Tabla 3. Límites de calidad individual Clientes BT (menor o igual a 1 kV) ....... 17
Tabla 4. Límites de calidad de suministro zonal ............................................... 18
Tabla 5. Parámetros de control del nivel de carga admisible ........................... 32
Tabla 6. Priorización de criterios de fiabilidad red de distribución .................... 41
Tabla 7. Tiempo de atención de incidencias según Decreto 19/2008 .............. 74
Tabla 8. Tiempo de reposición del servicio según Decreto 19/2008 ................ 74
Tabla 9. TIEPI 2003-2006 por Comunidad Autónoma .................................... 111
Tabla 10. Rango de sanciones ....................................................................... 113
Tabla 11. Incentivo máximo de calidad según RD 222/2008 ......................... 119
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INDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración 1. Esquema básico de la red de distribución ................................... 21
Ilustración 2. Ejemplo de red de Media Tensión en antena .............................. 24
Ilustración 3. Ejemplo de red de Media Tensión anillada ................................. 25
Ilustración 4. Subestación con esquema de doble barra .................................. 46
Ilustración 5. Subestación con esquema en H ................................................. 46
Ilustración 6. Subestación con esquema en entrada-salida ............................. 47
Ilustración 7. Red de MT en zona rural ............................................................ 49
Ilustración 8. Esquema básico de CX ............................................................... 54
Ilustración 9. Esquema de red de MT con CX en explotación normal .............. 54
Ilustración 10. Esquema de red de MT con CX ante el fallo del circuito 1 en
salida de ST ..................................................................................................... 55
Ilustración 11. Esquema básico de un CR con tres barras ............................... 56
Ilustración 12. Esquema de red de MT con un CR en explotación normal ....... 57
Ilustración 13. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un alimentador ... 58
Ilustración 14. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un circuito
distribuidor ........................................................................................................ 58
Ilustración 15. Esquema de red de MT con dos Centros de Reparto ............... 60
Ilustración 16. Esquema de red de MT con tres Centros de Reparto ............... 61
Ilustración 17. Mercados principales de subestaciones en zona urbana .......... 71
Ilustración 18. Mercado secundario de subestaciones en zona urbana ........... 72
Ilustración 19. Ejemplo de incumplimiento de mercado secundario ................. 76
Ilustración 20. Demanda máxima atendida desde equipos de emergencia ..... 77
Ilustración 21. Ejemplos de fallos destructivos en una subestación MAT/MT .. 91
Ilustración 22. Representación de red de Media Tensión en PSS/E ................ 95
Ilustración 23. Ejemplo de red de MT alimentada desde una Subestación .... 101
Ilustración 24. Ejemplo de mercado afectado por el fallo de subestación ...... 102
Ilustración 25. Ejemplo de resolución de PNG por fallo de subestación ........ 103
Ilustración 26. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde una
subestación .................................................................................................... 104
Ilustración 27. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde dos
subestaciones ................................................................................................ 105
Ilustración 28. Conexión de cable subterráneo 132 kV a subestación móvil .. 109
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Ilustración 29. Alternativa de conexión de subestación móvil a red AT (45 kV)
....................................................................................................................... 110
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1. INTRODUCCIÓN
La distribución de energía eléctrica es una actividad regulada cuyo objetivo
es el suministro de electricidad desde la red de transporte hasta los
consumidores finales que demandan dicha energía, cumpliendo ciertos criterios
de calidad, seguridad y fiabilidad, por lo cual recibe una remuneración
reconocida por la normativa estatal.
Es precisamente la calidad de servicio eléctrico el aspecto de la distribución
de energía con un mayor impacto socio-económico. Las interrupciones del
servicio son percibidas muy negativamente por los consumidores y tienen en
ocasiones su reflejo en los medios de comunicación. Esto es debido a que las
exigencias de los consumidores finales en los últimos año han ido creciendo,
por la mejora del nivel de vida y el crecimiento económico
La normativa que regula la calidad de servicio a nivel estatal establece unos
indicadores para la cuantificación de la continuidad del suministro y sus límites
máximos, tanto a nivel zonal como individual.
Aunque es posible desarrollar requerimientos de calidad superiores a lo
regulado por la normativa estatal, la inversión necesaria para su cumplimiento
no estaría reconocida dentro de la remuneración de la distribución.
Algunas Comunidades Autónomas han desarrollado o están en fase de
desarrollar leyes que regulan requisitos de garantía de suministro superiores a
los indicados en el RD 1955/2007, de acuerdo con las competencias
específicas que les proporciona la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. Estos
requisitos como se verá más adelante en esta tesis van dirigidos principalmente
a evitar grandes incidentes en zonas urbanas.
La aplicación práctica de estos requerimientos superiores de calidad por
parte de las empresas eléctricas introduce criterios de planificación de redes
más estrictos, y por lo tanto aparecerán nuevas inversiones en infraestructuras,
cuyo coste extraordinario no ha sido evaluado a la hora de aprobar la
reglamentación de las Comunidades ni es tenido en cuenta en la retribución de
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la actividad de la distribución, lo cual deberá ser corregido para que el
desarrollo de estos criterios pueda ser viable.
1.1 Objeto de la tesis
En esta tesis se analiza el impacto en la actividad de la distribución
eléctrica de la aplicación de los requisitos superiores de garantía de suministro
eléctrico introducidos en la reglamentación aprobada por algunas Comunidades
Autónomas, en comparación con lo indicado en la reglamentación a nivel
estatal y con los criterios tradicionales de planificación y desarrollo de redes.
Para ello, en la primera parte de la tesis se indica la normativa existente
en España en materia de calidad de servicio, tanto a nivel estatal como a nivel
de las Comunidades Autónomas.
En la segunda parte de la tesis se describen los criterios tradicionales de
planificación y desarrollo de la red de distribución, que incluyen el cumplimiento
de la normativa estatal en materia de calidad de servicio.
En la tercera parte de la tesis, que constituye el núcleo central de la
misma, se describe el contenido de la Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008 sobre
garantía de suministro aprobado en la Comunidad de Madrid, y se analiza su
aplicación práctica y las modificaciones que estos requerimientos superiores
introducen en los criterios de planificación y desarrollo de redes tradicionales,
así como en los costes de inversión de las propias distribuidoras y de los
nuevos suministros en zona urbana.
En la última parte de la tesis se resumen las conclusiones finales.
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2. CALIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO
2.1 Normativa aplicable
La normativa aplicable sobre calidad del suministro eléctrico en España a
nivel estatal es la siguiente:
• “Ley 54/1997, de 27 noviembre, del Sector Eléctrico”
• “Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las
actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica”.
Este RD desarrolla los aspectos de la Ley 54/1997 en materia de calidad
de servicio.
• “Orden ECO/797/2002, de 22 de marzo, por la que se aprueba el
procedimiento de medida y control de la continuidad del suministro
eléctrico”. Esta Orden desarrolla los aspectos del Real Decreto
1955/2000 en materia de calidad de servicio.
• Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la
tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007”. En este RD se modifican
los límites de los índices de calidad definidos en el RD 1955/2007.
• “Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el
régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica”.
En este RD se establece la metodología para el cálculo de la retribución,
incluyendo un incentivo de calidad de servicio.
Además existen las siguientes normativas aprobadas por las Comunidades
Autónomas, dentro de sus competencias, en materia de calidad de suministro
eléctrico:
• “Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del
suministro eléctrico de la Comunidad de Madrid”.
• “Ley 4/2007, de 13 de diciembre, por la que se modifica la Ley 2/2007,
de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico
en la Comunidad de Madrid, adaptándola a la Ley Estatal 17/2007, de 4
de julio”. Esta Ley modifica a la Ley 2/2007 en algunos aspectos como
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por ejemplo incremento en el régimen sancionador e introducción de la
responsabilidad de las empresas transportistas en relación con la
garantía de suministro.
• “Decreto 19/2008, de 13 de marzo, del Consejo de Gobierno, por el que
se desarrolla la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la
garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid”.
• “Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suministro
eléctrico en Extremadura”.
• “Decreto 58/2007, de 10 de abril, por el que se regula el procedimiento
de control de la continuidad en el suministro eléctrico y las
consecuencias derivadas de su incumplimiento”. Este Decreto desarrolla
la Ley 2/2002 de Extremadura.
2.2 Calidad de servicio según la normativa estatal
La Ley 54/1997 establece que la distribución de energía eléctrica es una
actividad regulada por la que las empresas distribuidoras perciben una
retribución anual que se define a nivel estatal, en base a la metodología
recientemente aprobada en el RD 222/2008, y que incluye de forma básica los
siguientes términos:
• Retribución por Operación y Mantenimiento de las instalaciones que
gestione cada distribuidor.
• Retribución de la Inversión.
• Retribución por otros costes necesarios para desarrollar la actividad de
distribución, tales como gestión comercial, planificación de las redes o
gestión de la energía.
• Incentivo o penalización a la calidad de servicio, en base a una fórmula
del cumplimiento de los índices de calidad que se definen en el RD
1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006. Este incentivo
podrá ser cómo máximo del 3% de la retribución del año anterior.
• Incentivo o penalización por la reducción de pérdidas.
Dentro de las responsabilidades de cada empresa distribuidora, por las
cuales percibe una retribución reconocida, se encuentra el cumplimiento de la
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calidad de servicio según los requerimientos desarrollados por la normativa
estatal en el RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006.
A continuación se indica de forma resumida el contenido de la normativa
estatal en materia de calidad de servicio.
Según el RD 1955/2000 la calidad de servicio comprende a su vez tres
aspectos:
• Calidad del producto, relativo a la calidad de onda.
• Calidad en atención y relación con el cliente, relacionada con
actuaciones de información, asesoramiento, contratación, comunicación
y reclamación.
• Continuidad del suministro eléctrico, relativo al número y duración de las
interrupciones de suministro.
La calidad de servicio se puede clasificar además en cuanto a su extensión:
• Calidad individual: es aquella de naturaleza contractual, que se refiere a
cada uno de los consumidores.
• Calidad zonal: es la referida a una determinada zona geográfica,
atendida por un único distribuidor.
Estas zonas geográficas sobre las que se aplica la calidad zonal son, en
función del número de puntos de suministro por municipio, las siguientes:
• Zona urbana: conjunto de municipios de una provincia con más de
20.000 suministros, incluyendo capitales de provincia, aunque no lleguen
a la cifra anterior.
• Zona semiurbana: conjunto de municipios de una provincia con un
número de suministros comprendido entre 2.000 y 20.000, excluyendo
capitales de provincia.
• Zona rural concentrada: conjunto de municipios de una provincia con un
número de suministros comprendido entre 200 y 2.000.
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• Zona rural dispersa: conjunto de municipios de una provincia con menos
de 200 suministros, así como los suministros ubicados fuera de los
núcleos de población que no sean polígonos industriales o residenciales.
Nº de suministros por municipio Zona de suministro >20.000 Urbana Entre 2.000 y 20.000 Semiurbana Entre 200 y 2.000 Rural concentrado <200 Rural disperso
Tabla 1. Clasificación de zonas de suministro
2.2.1 Medición de la continuidad de suministro: Índices TIEPI y NIEPI
La continuidad del suministro en la normativa estatal viene determinada por
el número y la duración de las interrupciones, entendiéndose como interrupción
en la alimentación aquella situación en la que la tensión en los puntos de
suministro no supera el 10 por 100 de la tensión nominal de la red. Las
interrupciones pueden clasificarse en función de:
• Duración: largas, que son las de duración superior a tres minutos, o
breves, de duración inferior o igual a tres minutos.
• Origen: imprevistas o programadas, estas últimas para permitir la
ejecución de trabajos programados en la red. Las interrupciones
programadas deben ser autorizadas por el órgano competente de
energía de la Administración autonómica y deben ser comunicadas a los
consumidores afectados con tiempo de antelación mínimo de
veinticuatro horas. Las interrupciones imprevistas pueden deberse a
causas propias de la distribución o a causas externas (provocadas por
terceros o por fuerza mayor).
La determinación de la continuidad del suministro se basa por lo tanto en
dos parámetros, el tiempo de interrupción y el número de interrupciones, a
partir de los cuales se obtienen los índices para cuantificar la calidad según el
RD 1955/2000 y la Orden ECO/797/2002:
• Tiempo de interrupción, es el tiempo que transcurre desde que la misma
se inicia hasta que finaliza, medido en horas. El tiempo de interrupción
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total será la suma de todos los tiempos de interrupción durante un plazo
determinado. A partir de este parámetro se obtiene el indicador o índice
de continuidad de suministro denominado TIEPI, que es el tiempo de
interrupción equivalente de la potencia instalada en media tensión (1 kV
< V 36 kV) y que se define mediante la siguiente expresión:
Dónde:
Σ PI = suma de la potencia instalada de los centros de transformación
MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT (en kVA).
PIi = potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del
distribuidor más la potencia contratada en MT, afectada por la
interrupción "i" de duración Hi (en kVA).
Hi = tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia PIi
(en horas).
K = número total de interrupciones durante el período considerado.
Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del TIEPI serán las
largas, es decir, de duración superior a tres minutos, y pueden considerarse
tanto las interrupciones imprevistas como programadas.
• Número de interrupciones. El número de interrupciones total será la
suma de todas las interrupciones habidas durante un plazo determinado.
A partir de este parámetro se obtiene el indicador o índice de
continuidad de suministro denominado NIEPI, que es el número de
interrupciones equivalente de la potencia instalada en media tensión (1
kV R V 36 kV), y que se define mediante la siguiente expresión:
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Dónde:
Σ PI = suma de la potencia instalada de los centros de
transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en
MT (en kVA).
PIi = potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del
distribuidor más la potencia contratada en MT, afectada por la
interrupción "i" (en kVA).
K = número total de interrupciones durante el período considerado.
Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del NIEPI serán las
largas, es decir, de duración superior a tres minutos, y pueden considerarse
tanto las interrupciones imprevistas como programadas.
El RD 1955/2000 y la Orden ECO/797/2002 obligan a las empresas a
disponer de un sistema de registro de incidencias (tiempos y número de
interrupciones, potencias y clientes afectados, por zonas y por provincias, etc)
con el fin de obtener todos los datos requeridos por las administraciones para
realizar el seguimiento de la calidad de servicio, tanto zonal como individual.
A partir de estos datos se obtienen los índices con los que se medirá el
grado de cumplimiento de calidad de suministro individual y calidad zonal.
Dichos índices, como se verá en los apartados siguientes, se calculan teniendo
en cuenta únicamente las interrupciones imprevistas mayores de tres minutos
(consideradas interrupciones largas).
2.2.2 Límites de cumplimiento de la calidad de suministro individual
Cada distribuidor está obligado a cumplir los límites siguientes de calidad
individual para cada uno de los consumidores. Estos límites tienen en cuenta el
tiempo y número de interrupciones imprevistas mayores de tres minutos en
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cada año natural (Límites modificados según RD 1634/2006, de 29 de
diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de
2007):
Número de horas
Número de interrupciones
Zona urbana 3,5 7 Zona semiurbana 7 11 Zona rural concentrada 11 14 Zona rural dispersa 15 19
Tabla 2. Límites de calidad individual Clientes MT (de 1 a 36 kV)
Número de horas
Número de interrupciones
Zona urbana 5 10 Zona semiurbana 9 13 Zona rural concentrada 14 16 Zona rural dispersa 19 22
Tabla 3. Límites de calidad individual Clientes BT (menor o igual a 1 kV)
A los consumidores conectados a redes de tensión superior a 36 kV se les
aplican los umbrales definidos para clientes en Media Tensión en zonas
urbanas, independientemente de su ubicación.
Además, se establece a nivel individual que el límite máximo de variación
de la tensión de alimentación a los consumidores finales será de ± 7% de la
tensión de alimentación declarada. La frecuencia nominal de la tensión
suministrada debe ser 50 Hz.
Por otro lado, las empresas distribuidoras podrán pactar con los
consumidores, o con los comercializadores que representen a los
consumidores cualificados, el establecimiento de una calidad especial, superior
a la regulada en el propio RD 1955/2000.
El incumplimiento de los valores de calidad de suministro individual obligará
a los distribuidores a aplicar en la facturación de los consumidores que se
hayan visto afectados una serie de descuentos regulados en el propio RD
1955/2000 y la Orden ECO/797/2002, en función entre otras cosas de si son
consumidores a tarifa o consumidores cualificados.
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2.2.3 Límites de cumplimiento de calidad zonal
Cada distribuidor está obligado a mantener los niveles de calidad zonal
asignados a aquellas zonas donde desarrolle su actividad.
La medición de la calidad zonal se efectúa sobre la base del TIEPI, el
percentil 80 del TIEPI y el NIEPI, entendiéndose como percentil 80 del TIEPI el
valor del TIEPI que no es superado por el 80 por 100 de los municipios del
ámbito provincial definidos.
Los límites de los valores del TIEPI, el percentil 80 del TIEPI y el NIEPI,
durante cada año natural, que tienen en cuenta únicamente las interrupciones
imprevistas, son los siguientes (Modificado según RD 1634/2006, de 29 de
diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de
2007):
TIEPI (horas)
Percentil 80 del TIEPI(horas)
NIEPI (número)
Zona urbana 1,5 2,5 3 Zona Semiurbana 3,5 5 5 Zona rural concentrada 6 10 8 Zona rural dispersa 9 15 12
Tabla 4. Límites de calidad de suministro zonal
Ningún municipio deberá superar el valor del percentil 80 del TIEPI durante
más de dos años consecutivos.
En caso de incumplimiento, las empresas distribuidoras deberán presentar
ante la Administración competente un programa de actuación para corregir
dicho incumplimiento en un período concreto.
La no elaboración o ejecución de los mencionados programas podrá ser
considerada infracción, de acuerdo con lo previsto en el artículo 61.4 de la Ley
54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
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2.3 Calidad de servicio según la normativa de las Comunidades Autónomas
La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico en su Artículo 3
reconoce a las Comunidades Autónomas, en el ámbito de sus respectivos
Estatutos, competencias específicas en cuanto a desarrollo legislativo y
reglamentario en materia eléctrica y a impartir instrucciones, inspeccionar y
sancionar, en relación a las instalaciones de su competencia, incluyendo de
esta forma la posibilidad de regular en materia de garantía de suministro sobre
las instalaciones dentro del ámbito de la Comunidad Autónoma.
En los últimos años se han aprobado en algunas Comunidades Autónomas
una serie de leyes y decretos que las desarrollan, que suponen la aplicación de
unos requerimientos en materia de calidad de servicio superiores a los exigidos
en la normativa estatal:
Comunidad Autónoma de Madrid
• Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del
suministro eléctrico de la Comunidad de Madrid.
• Ley 4/2007, de 13 de diciembre, por la que se modifica la Ley 2/2007, de
27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en
la Comunidad de Madrid, adaptándola a la Ley Estatal 17/2007, de 4 de
julio.
• Decreto 19/2008, de 13 de marzo, del Consejo de Gobierno, por el que
se desarrolla la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la
garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid.
Comunidad Autónoma de Extremadura
• Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suministro
eléctrico en Extremadura.
• Decreto 58/2007, de 10 de abril, por el que se regula el procedimiento de
control de la continuidad en el suministro eléctrico y las consecuencias
derivadas de su incumplimiento.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Se encuentra además en fase de aprobación el anteproyecto de ley sobre
garantía y calidad de suministro en Cataluña, que se prevé vaya en la línea de
lo indicado por la ley aprobada en la Comunidad de Madrid.
Aunque sea posible y en algunos casos deseable la aplicación de
requerimientos superiores de calidad con respecto a lo exigido a nivel estatal,
estos requerimientos, como se demostrará más adelante en esta tesis,
suponen en la práctica un sobrecoste muy elevado para el sistema que no ha
sido tenido en cuenta ni en la aprobación de las normativas autonómicas ni en
la retribución de la actividad de la distribución ya mencionada. Con el fin de
hacer viable la aplicación de dichos criterios, sería necesario evaluar el
sobrecoste de los mismos y establecer mecanismos para el reconocimiento de
esta inversión en la retribución de las empresas distribuidoras.
En esta tesis se analizará en más detalle la reglamentación aprobada en la
Comunidad Autónoma de Madrid, por ser una normativa con criterios
adicionales muy estrictos que además está sirviendo como base para otros
desarrollos legislativos en fase de aprobación, como por ejemplo el de la
Comunidad Autónoma de Cataluña.
La normativa de las Comunidades Autónomas supone en la práctica la
introducción de nuevos criterios de planificación y desarrollo de redes de
distribución, superiores a los criterios habitualmente aplicados. En el apartado
siguiente se hace un repaso de estos criterios tradicionales.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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3. CRITERIOS DE DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN
3.1 Estructura de la red de distribución
La red de distribución de energía eléctrica es un subsistema del sistema
eléctrico de potencia cuya función es transformar y distribuir la energía desde la
tensión del nivel de transporte (Tensión ≥ 220 kV) hasta los usuarios finales en
niveles de tensión inferiores, cumpliendo los criterios de calidad y continuidad
de servicio a dichos usuarios, evitando cortes de energía y solucionando con la
mayor brevedad posible estos cortes en caso de que se produzcan.
La distribución de la energía eléctrica desde la red de transporte se realiza
en dos etapas, que pueden llegar a tres etapas en función de los escalones de
tensión de la red de reparto.
En la Ilustración siguiente se ha dibujado un esquema básico de la red de
distribución con las etapas que la forman.
Ilustración 1. Esquema básico de la red de distribución
La primera etapa está constituida por la red de reparto, que permite repartir
la energía en niveles intermedios de tensión normalmente mediante anillos que
rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar a las subestaciones
transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas en esta etapa están
comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos anillos están las
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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subestaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir la
tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión.
La segunda etapa la constituye la red de distribución en Media Tensión, con
tensiones de funcionamiento de 3 a 30 kV. Esta red cubre la superficie de los
centros de consumo uniendo las subestaciones transformadoras de distribución
con los centros de transformación de Media a Baja Tensión.
La última etapa del suministro es la red de Baja Tensión, que desde los
centros de transformación de Media permiten llegar a los puntos de consumo
de los clientes finales en este nivel de tensión.
3.1.1 Instalaciones de la red de distribución
Las instalaciones que forman la Red de Distribución son:
• Líneas, para distribuir la energía de unos puntos a otros en un
determinado nivel de tensión:
- Líneas de Muy Alta Tensión (MAT) y Alta Tensión (AT) que
corresponden al nivel de red de reparto. Los niveles de tensión
son inferiores al 220 kV y superiores a la Media Tensión. Serían
por ejemplo 132 kV en MAT, y 66 kV ó 45 kV en AT.
- Líneas de Media Tensión (MT) que corresponden al nivel de
distribución propiamente dicho. Los niveles de tensión son 20 kV
y otras tensiones de ese orden, en función de la zona de
distribución, como por ejemplo 11 kV, 13 kV ó 15 kV.
- Líneas de Baja Tensión (BT) que corresponden al nivel más bajo
de tensión de distribución para la entrega de energía en los
puntos de consumo (hasta 1 kV).
• Subestaciones de distribución (ST), cuyo cometido principal es
transformar la energía de un nivel de tensión a otro inferior:
- Subestación de MAT a AT. Por ejemplo transformación de 220 a
66 kV, etc.
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- Subestación AT/MT. Por ejemplo 132/20 kV, 45/15 kV, etc.
- Subestación MAT/MT. Por ejemplo 220/20 kV (no se contempla el
salto de tensión de 400 kV al nivel de MT).
• Centros de Transformación (CT), para transformar la energía del nivel de
MT a BT. Además de este tipo de centros pueden existir otros en el nivel
de MT, que no disponen de transformación a BT, y cuya función es dotar
a la red de MT de elementos de maniobra y protección para facilitar
repartos de carga, operación del sistema, resolución de incidencias, etc.
Las características de estos centros dependen de la topología de red de
MT y de los criterios de explotación y desarrollo de cada compañía
distribuidora.
Además, y de acuerdo con lo indicado en el Artículo 3 del RD 222/2008, se
consideran elementos constitutivos de la red de distribución todos aquellos
activos de la red de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares,
terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, eléctricos o no,
necesarios para el adecuado funcionamiento de las redes de distribución,
incluidos los centros de control.
3.1.2 Topología básica de la red distribución
Los esquemas básicos de la red de distribución son principalmente dos: en
antena o en anillo. De estos esquemas existen diferentes variantes y
combinaciones que se detallarán en apartados posteriores, especialmente en lo
que respecta a red anillada en entornos urbanos.
• Esquema de distribución en antena
Este tipo de esquema ha sido muy habitual en las zonas rurales o zonas
con distribución aérea. En ellos la línea es radial y no tiene conexión con otras
líneas que provengan de diferente fuente de alimentación.
Tienen como inconveniente que en caso de que se produzca un defecto en
la línea no podría apoyarse desde otra línea, por lo que todos los usuarios
conectados aguas abajo del defecto se quedarían sin servicio hasta la
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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reparación de la misma. Por ello la tendencia es el anillado progresivo de
dichas antenas, salvo donde no sea justificable técnica y económicamente,
bien porque la potencia instalada en la antena sea muy baja (por ejemplo
inferior a la potencia que podría suministrar un grupo electrógeno en BT) o bien
porque anillar dicha antena suponga un proyecto que no se justifique por su
elevado impacto y coste económico (por ejemplo en zonas muy rurales con
orografías montañosas).
• Esquema de distribución en anillo.
La distribución en anillo consiste en la alimentación de las cargas haciendo
entrada-salida en las instalaciones de transformación, partiendo de la cabecera
de una subestación hasta llegar a una segunda cabecera de esta misma
subestación o de otra, es decir, se inicia y termina en el juego de barras de
subestaciones. Por lo tanto, la red en anillo permite mediante las maniobras
Ilustración 2. Ejemplo de red de Media Tensión en antena
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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oportunas reconfigurar la red para aislar el defecto y poder restablecer la
alimentación del mercado afectado.
Cada extremo del anillo se controla por un interruptor automático. Estos
esquemas se pueden explotar de forma mallada, es decir con todos los
interruptores cerrados entre cabeceras de subestación. O de forma radial, con
un interruptor abierto en algún punto intermedio del anillo.
La distribución en anillo es un requerimiento de diseño en las redes
subterráneas, ya que ante una avería en un tramo de cable subterráneo los
tiempos de localización y reparación de la avería son bastante superiores a los
de una red aérea.
Los esquemas de distribución más utilizados en función del nivel de tensión
y la explotación habitual son los siguientes:
• Redes de Muy Alta y Alta Tensión. Habitualmente son redes anilladas
que se pueden operan de forma mallada en la MAT y de forma radial o
mallada en la AT. A estas redes se conectan a su vez las subestaciones
de distribución a Media Tensión con diferentes esquemas posibles en
Ilustración 3. Ejemplo de red de Media Tensión anillada
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función de si la red es aérea o subterránea y los criterios de desarrollo
de cada compañía (subestación en simple derivación, en entrada-salida
o en H). En algunas zonas rurales con red aérea puede darse el caso de
que las redes de AT sean en antena, aunque como se ha comentado
anteriormente la tendencia es anillar y dotar por lo tanto del apoyo a
través de una segunda línea.
• Redes de MT. En zonas rurales con red aérea pueden encontrarse
esquemas en antena (y por lo tanto radial). En zonas urbanas, donde la
mayor parte de la red es subterránea, los esquemas son anillados
haciendo entrada-salida, aunque se explotan de forma radial.
• Redes de BT. Tanto para red aérea como para red subterránea el
esquema típico en BT es red en antena, con explotación por lo tanto
radial.
3.1.3 Localización de averías y reposición del servicio
En la red de distribución la localización de averías se lleva a cabo haciendo
uso de los sistemas de control de operación (tipo SCADA) y el método de
"prueba y error", que consiste en dividir la red que tiene la avería en dos partes
y energizar una de ellas para localizar el origen de la incidencia; a medida que
se acota la zona con avería, se devuelve el suministro al resto de la red. Esto
ocasiona que en el transcurso de localización se pueden producir varias
interrupciones a un mismo usuario de la red.
Por ejemplo, en caso de defecto en una línea de MT anillada y explotada
radialmente, sólo dispararía el interruptor automático en la cabecera de
subestación de la que se alimenta el defecto. De este modo, el resto de
usuarios alimentados desde la otra cabecera quedaría con servicio. Una vez
localizado el tramo de línea con defecto se aislaría del resto, abriendo los
elementos de maniobra adyacentes. Entonces pueden restablecerse los
usuarios afectados cerrando elementos de maniobra, bien desde la cabecera
de subestación original si están situados aguas arriba del tramo averiado, o
bien desde la otra cabecera que sirve de apoyo si se encuentran aguas abajo.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Si el defecto se produce en una línea en antena, la espera para localizar el
defecto y realizar las reparaciones puede durar varias horas y afecta a todos
los consumidores aguas abajo del lugar del defecto.
Los equipos de telemando que permiten operar los elementos de maniobra
desde los centros de control de las compañías distribuidoras reducen
enormemente los tiempos de reposición del servicio y ayudan a realizar
reconfiguraciones de red. En el caso de averías, gracias al telemando se ve
reducido el tiempo que las brigadas de mantenimiento y operación local
necesitan para desplazarse al lugar de la incidencia y posteriormente localizar y
aislar la avería.
En la red de AT debe ser un requerimiento de diseño que los interruptores
sean todos telemandados. Sin embargo, en la red de MT el nivel de telemando
es bastante inferior ya que debido a su gran complejidad y extensión no tendría
sentido telemandar todos los centros, instalando telemando en aquellos puntos
necesarios para una reposición más rápida y el cumplimiento de los criterios de
calidad de servicio.
Otros equipos que se instalan habitualmente en las redes de distribución en
MT anilladas son los detectores de paso de falta que permiten localizar de
forma más rápida y eficaz el tramo origen de la falta.
3.2 Planificación de la red de distribución
En este apartado se hace un repaso sobre el proceso de planificación de
redes y los criterios generales más habitualmente aplicados. En los siguientes
apartados se profundiza en la metodología y especialmente en los criterios
técnicos más extendidos en la planificación de la red de distribución,
comparando con la red de transporte donde sea de aplicación.
El objetivo básico del proceso de planificación es proporcionar el suministro
de la energía eléctrica demandada por los clientes, garantizando unos niveles
preestablecidos de seguridad, fiabilidad y calidad de suministro. Dicho proceso
de planificación se materializa en los Planes de Inversión elaborados por las
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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empresas distribuidoras, con horizontes temporales que pueden ir desde uno a
varios años, previo estudio de previsión de la demanda.
La metodología de planificación comprende un conjunto de etapas
orientadas a la identificación de problemas y consecuente propuesta de
soluciones en base a unos criterios y condicionantes:
• Criterios técnicos, que definen el comportamiento que debe tener el
sistema eléctrico, tanto en situación normal como ante situaciones
excepcionales de la red. Están condicionados por las características
técnicas de los elementos que constituyen la red y fijan los límites del
uso de las instalaciones como son: límites de sobrecargas de líneas,
transformadores, potencias de cortocircuito, etc. Los criterios técnicos
son los que se han venido utilizando tradicionalmente en la planificación
de las redes, de gran importancia por su relación directa con la
seguridad, fiabilidad y calidad del suministro de la demanda.
• Criterios económicos, que consisten en que ante varias soluciones a un
mismo problema se selecciona la alternativa de mínimo coste total. Este
coste debe tener en cuenta, además de los propios costes de la
inversión, el sistema de retribución, el ahorro de costes (pérdidas,
operación y mantenimiento) o las posibles penalizaciones por calidad de
suministro.
• Adicionalmente influyen en el proceso de planificación condicionantes
sociales, medioambientales y urbanísticos, que tienen cada vez un
mayor impacto en la selección de alternativas y posterior desarrollo de
las soluciones.
Las etapas de la planificación se pueden resumir en cuatro grandes
bloques, no se profundiza en este apartado en el nivel de detalle del proceso
que cada bloque conlleva:
a) Análisis estático. Esta etapa pretende completar el diseño del
sistema para dotarlo de la capacidad y flexibilidad suficiente para
atender a las demandas de suministro, esto es, que ante unos
ciertos escenarios demanda, los parámetros básicos del sistema
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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se encuentren dentro de límites permanentes (tensión, frecuencia,
etc.) y que los elementos físicos que constituyen la red se
encuentren dentro de sus límites de diseño (límites térmicos, de
cortocircuito, de aislamiento, etc.).
b) Análisis dinámico. Verifica los resultados anteriores para asegurar
que ante ciertas contingencias el sistema responde de una forma
segura, es decir, que sus parámetros básicos (frecuencia,
tensión) se encuentran dentro de unos límites transitorios
aceptables, y que su evolución tiende a la estabilidad. Este tipo
de análisis se realiza principalmente en transporte y es de menor
aplicación en distribución, por lo que no se va a profundizar en
este aspecto en este documento.
c) Sobre las propuestas de desarrollo obtenidas de las etapas 1 y 2,
se cuestiona la viabilidad de la implantación física de los
proyectos a ejecutar. Este paso puede hacer que el proceso sea
recurrente, y que se deba volver a las etapas 1 y 2 en busca de
alternativas adicionales.
d) Finalmente, las alternativas que superan la etapa anterior se
evaluarían bajo la perspectiva de los criterios económicos de
coste total mencionados anteriormente (coste de la inversión,
costes de la operación del sistema, retribución, mejora calidad de
suministro, etc.).
En las etapas a) y b), eminentemente técnicas, se estudian aspectos tales
como flujos de cargas por el sistema, cortocircuitos, necesidades de
compensación de reactiva, requisitos exigibles a los sistemas de protección,
estabilidad ante perturbaciones, etc.
Los estudios del análisis estático y dinámico parten de unos determinados
escenarios, que pueden ser construidos atendiendo a un criterio determinista o
bajo una perspectiva probabilística:
• Criterio fallo simple (n-1). Según este criterio el sistema “n” debe ser
capaz de soportar sin problemas el fallo de un elemento simple de la red
cualquiera (líneas o transformadores). Este criterio se resuelve mediante
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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flujos de carga, que arrojarán ante cada fallo simple las variables
resultantes del sistema. Es por lo tanto un criterio de tipo determinista,
es decir, bajo las mismas condiciones de partida se produce siempre la
misma salida, no teniendo en cuenta la probabilidad de ocurrencia del
fenómeno.
• Criterio fallo múltiple (n-x). Es una ampliación del criterio anterior. Según
este criterio (n-x) el sistema “n” se debería comportar dentro de unos
límites determinados ante el fallo de un número “x” de elementos, que
pueden ir desde líneas o transformadores a embarrados o
subestaciones completas. Es un criterio no utilizado debido a la muy
baja probabilidad de ocurrencia y a la dificultad de decidir el tipo de fallo
múltiple y donde aplicarlo.
• Criterios probabilistas. Estos criterios tienen en cuenta la probabilidad de
fallo individual de cada uno de los elementos, cuantificando los
problemas de la red en EENS (Energía No Suministrada Esperada),
ayudando así a la priorización de las inversiones.
En la práctica se utilizan métodos deterministas, para cumplir las exigencias
técnicas mínimas, asociados a criterios probabilísticos para tener en cuenta
situaciones extremas:
• Nivel generalizado mínimo: Criterio n-1 para líneas y transformadores
tanto en transporte como en distribución, además de generadores en el
caso de la red de transporte (denominado Nivel 1 según el
Procedimiento de Operación 13.1 de REE).
• Nivel complementario: Criterio n-2 selectivo, prácticamente no utilizado
en distribución y de aplicación limitada en transporte en el PO 13.1 de
REE a lo siguiente (denominado Nivel 2 según el PO 13.1 de REE):
- Pérdida de líneas múltiples (dobles circuitos en apoyos
compartidos en longitud superior a 30 km o longitud inferior pero
tasa de fallos superior a la media peninsular, y circuitos múltiples
compactados)
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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- Pérdida de nudos de elevada concentración de transformación
(>1.500 MVA)
- Pérdida de nudos de elevada concentración de generación
(>1.000 MW)
- Pérdida de nudos considerados como críticos desde el punto de
vista de seguridad del sistema ante despeje de faltas
3.2.1 Escenarios de estudio y modelado de la red
Se denomina escenario a la representación del sistema en un instante y
condiciones determinadas, que incluye a la generación, consumo y topología
de red.
Esta representación o modelo de la red, equivale a una foto del sistema en
un momento dado, con las medidas de las magnitudes eléctricas (tensión,
potencia, intensidad, reactiva, etc.), características técnicas de las instalaciones
y la operación en la situación considerada.
Bajo criterio determinista, los estudios de planificación de la red de
transporte y de distribución consideran fundamentalmente las situaciones de
punta como situaciones más críticas por constituir generalmente las mayores
exigencias sobre las líneas y la transformación:
• Punta de invierno: Se tomaría como caso base de estudio la situación de
la red en el momento de máxima potencia simultánea del invierno del
año N, generalmente suele ocurrir entre Diciembre del año N -1 y Enero
o Febrero del año N.
• Punta de verano: Se tomaría como caso base de estudio la situación de
la red en el momento de máxima potencia simultánea del verano del año
N.
En el caso de la red de transporte se consideran además otros aspectos
como son la influencia que tiene la hidraulicidad en el perfil de generación, que
no son objeto de este documento.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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3.2.2 Parámetros de control en la red de distribución
Como ya se ha indicado, la red de distribución está constituida por los
siguientes elementos:
• Transformadores de potencia
• Líneas
• Subestaciones
• Centros de transformación y centros de cliente
• Otros equipos necesarios para la explotación de la red como son las
protecciones, medida y monitorización de las instalaciones.
Los parámetros básicos que se deben analizar y controlar para supervisar
el correcto funcionamiento de la red de distribución son:
• Frecuencia. El valor de la frecuencia nominal suministrada debe ser 50
Hz
• Tensión en los nudos de la red
• Niveles de carga de las instalaciones. Estos niveles de carga indican el
grado de utilización y el margen de operación con respecto a los valores
nominales para los que han sido diseñados los equipos. Se miden en
porcentaje con respecto al valor nominal indicado en la siguiente tabla:
Instalación Valor nominal
Transformador Potencia nominal de transformación
Línea Límite térmico Verano Límite térmico Invierno
Tabla 5. Parámetros de control del nivel de carga admisible
• Potencia no garantizada (PNG), que es el valor de la potencia que no
puede suministrarse ante una incidencia en la red sin incumplir los
márgenes de operación y seguridad admisibles, y por lo tanto sería
mercado no suministrado en tanto en cuanto no se solucionara la
incidencia o se dispusiera de equipos de emergencia para su
alimentación provisional. Es un indicador muy adecuado para,
combinado con criterios probabilísticos, priorizar inversiones de cara a
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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resolver aquellas incidencias que pueden suponer una mayor afección al
suministro en caso de ocurrencia.
3.2.3 Criterios de fiabilidad en la red de distribución
De acuerdo con el Procedimiento de Operación 13.1 de REE, la fiabilidad
de un sistema queda defina por dos conceptos básicos:
a) “Idoneidad” del sistema, propiedad del sistema para suministrar
las demandas de potencia y energía requeridas, en las
condiciones programadas, que está relacionada con su
comportamiento en régimen permanente.
b) “Seguridad” del sistema, propiedad del sistema que define su
capacidad de soportar las perturbaciones imprevistas, que está
relacionada con su comportamiento dinámico.
Los criterios de fiabilidad aplicados a la red de distribución son
principalmente criterios de idoneidad, con el fin de garantizar la seguridad,
regularidad y calidad de suministro, dentro de las exigencias marcadas por la
legislación vigente.
Los criterios de fiabilidad más extendidos son:
• Sobrecargas
• Caídas de tensión
• Cumplimiento de calidad
• Fallo de elementos
3.2.3.1 Sobrecargas
Este criterio está relacionado con el nivel de carga de las instalaciones.
En situación de funcionamiento normal, es decir, en régimen de explotación
normal sin fallo de ningún elemento, no deben existir sobrecargas en ningún
elemento de la red que superen el 100% de su capacidad nominal. Este es un
criterio básico de diseño de redes, sin perjuicio de que se incluyan criterios de
niveles de carga más restrictivos relacionados más bien con la necesidad de
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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disponer de márgenes de reserva para crecimiento de demanda o situaciones
de emergencia.
Ante una incidencia originada por el fallo de algún elemento de la red se
puede admitir que, con carácter transitorio, algunos equipos funcionen por
encima del 100% de su potencia de la nominal.
Para cada tipo de instalación este nivel máximo de emergencia dependerá
de las características de constructivas y diseño, zona geográfica, temperatura
ambiental y refrigeración. Además estas sobrecargas transitorias afectan a la
vida útil de los equipos, especialmente transformadores, por lo que la decisión
del establecimiento de sobrecargas máximas ante emergencias y el tiempo
admisible de las mismas debe venir precedido por un análisis de detalle, por
parte de las empresas distribuidoras y los fabricantes, que valore el
envejecimiento de los equipos y los riesgos de avería durante su
funcionamiento en esta situación.
De forma orientativa, los niveles de sobrecarga máxima ante emergencias
admisibles serían:
• En líneas aéreas suelen admitirse ciertas sobrecargas transitorias para
un tiempo determinado, ya que debido a sus características
constructivas permiten una disipación del calor mucho mayor que en
cables subterráneos.
• En transformadores también pueden admitirse este tipo de sobrecargas
transitorias, pero el valor admisible depende mucho del tipo de
construcción, si está dentro de un edificio o en intemperie, y del tipo de
refrigeración (ONAN, ONAF). Además suelen admitirse sobrecargas
diferentes en función de la zona geográfica y de la estación del año,
siendo evidentemente en verano menor este valor con respecto al
invierno.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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3.2.3.2 Caídas de tensión
La tensión de los nudos en todos los niveles de la red de distribución y en
cualquier situación debe cumplir con los límites y requerimientos de calidad que
se establecen en la legislación vigente (RD 1955/2000).
El límite máximo de la variación de tensión de alimentación a los
consumidores finales será del ±7% de la tensión de alimentación declarada.
Los valores de tensiones que se encuentren fuera de este margen se
consideran por lo tanto antirreglamentarios y darían lugar a incumplimiento de
calidad de suministro individual.
3.2.3.3 Cumplimiento de calidad
Como ya se ha indicado en el apartado 2.2 de esta tesis, en el RD
1955/2000 se establece que cada distribuidor está obligado a mantener los
niveles de calidad de suministro individual y los de calidad zonal asignados a
aquellas zonas donde desarrolle su actividad.
La medición de la calidad zonal se efectúa sobre la base del TIEPI,
percentil 80 del TIEPI y el NIEPI. Los valores límite de dichos indicadores,
durante cada año natural deben cumplir con lo indicado en el apartado 2.2.3.
Por lo tanto las empresas distribuidoras deben vigilar estos parámetros de
calidad y evitar mediante las inversiones necesarias el incumplimiento de
calidad zonal. En caso de producirse dicho incumplimiento las empresas
distribuidoras pueden declarar zonas con dificultad temporal para el
cumplimiento de los límites y presentar ante las Comunidades autónomas unos
planes de mejora de la calidad, de duración bienal, que además pueden contar
con financiación por parte de las Comunidades y el Ministerio.
Dentro de estos planes se suele exponer un resumen de la situación de
cada uno de los municipios:
• Alimentación del municipio (es decir, desde que subestaciones y líneas
se alimenta)
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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• Características de dicha alimentación, que puedan dar origen al
incumplimiento del límite de calidad zonal (líneas en antena,
meteorología adversa, etc.)
• Incidencias más importantes registradas (estas serán las incidencias que
más hayan aportado al valor del TIEPI y por lo tanto del análisis de sus
causas y posibles soluciones se obtendría una ganancia significativa en
los niveles de calidad)
• Soluciones (Actuaciones futuras o en ejecución para mejora de la
calidad, e incluidas dentro de los planes de inversión de la empresa
distribuidora)
El cumplimiento de los límites de calidad es el requerimiento mínimo de
cumplimiento de calidad de suministro que aplicarían las empresas
distribuidoras. La introducción de un objetivo de reducción de los valores de
TIEPI y NIEPI por debajo de los límites establecidos reglamentariamente debe
ir acompañado de un incentivo a la mejora de calidad dentro de la retribución a
la distribución.
Además pueden verse introducidos otros criterios de calidad de suministro
superiores debido a la aprobación de leyes autonómicas, como es el caso de la
Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, o la que se está
desarrollando en Cataluña como consecuencia de los incidentes ocurridos en
años anteriores. Estos criterios superiores de calidad de servicio se analizarán
más adelante en este documento así como las inversiones adicionales
necesarias para su cumplimiento.
3.2.3.4 Fallo de elementos
Este criterio establece el comportamiento que debe tener la red de
distribución ante diferentes situaciones de fallo.
Como ya se ha comentado, en los estudios deterministas se parte de un
nivel de disponibilidad total del sistema (situación n) y a continuación, se
plantean indisponibilidades de líneas y transformadores.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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El criterio determinista más extendido en la planificación tradicional es el de
indisponibilidad simple (n-1), tanto en transporte como en distribución. El
criterio de la doble indisponibilidad (criterio n-2) suele ser restringido a
determinadas combinaciones de elementos de la red de transporte (por
ejemplo línea de doble circuito o tramo de línea en que dos o más circuitos
comparten apoyos en una longitud superior a 30 km).
Aplicando el criterio (n-1) las redes de distribución se deben diseñar para
poder continuar suministrando energía a todo el mercado ante la
indisponibilidad de un elemento (línea o transformador) sin violar los límites de
funcionamiento establecidos para los parámetros de control.
El análisis del (n-1) debe hacerse para los transformadores y para las
líneas en todos los niveles de tensión. Para realizar este análisis en el caso de
transformadores a Media Tensión y de líneas de Media Tensión, es
imprescindible disponer de la red de MT modelada en un nivel de detalle que
tenga en cuenta la topología más realista de la red y que pueda ser manejable
en el estudio. De esta forma los resultados del estudio serán más realistas y
permitirán detectar todos los problemas, cosa que no ocurriría de trabajar con
un modelo muy simplificado de la red de MT.
Del análisis de indisponibilidad (n-1) de cada elemento se obtiene un valor
de Potencia No Garantizada (PNG). Este análisis de PNG en la red de
distribución consiste en fallar un transformador o tramo de línea y, mediante las
maniobras necesarias, tratar de recuperar desde los apoyos existentes que
resulten óptimos el mercado afectado. Estos apoyos pueden ser otros
transformadores y/o otras líneas.
Por ejemplo, en el caso de fallo de líneas es importante incidir en que el
fallo debe repetirse para una misma línea tramo a tramo aguas abajo de su
alimentación desde la cabecera de subestación. Esto es debido a que la red de
Media Tensión es una red muy interconectada con diferentes puntos de apoyo,
de forma que una línea que al analizar el fallo en cabecera no diera PNG,
puede dar un valor de PNG en el fallo de un tramo aguas abajo que estuviera
en antena.
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Otro ejemplo de fallo simple es el fallo de un transformador de potencia en
una subestación, que contará con dos posibles apoyos:
• Apoyo interno. Una vez aislado el transformador, el primer apoyo del que
se haría uso para reponer el mercado sería el apoyo interno procedente
de los demás transformadores que se encuentren en la instalación,
cerrando para ellos los interruptores de acoplamiento de barras en
Media Tensión (en función del esquema de la subestación).
• Apoyo externo. Si la carga de los transformadores de apoyo supera el
nivel de carga máximo admisible ante emergencia será necesario
recurrir al apoyo externo por MT, que consistiría en recuperar el
mercado afectado restante desde otras líneas de MT que cierran contra
las líneas afectadas por la incidencia.
Si la carga de las líneas de apoyo en Media Tensión o los transformadores
de las subestaciones de apoyo superan el nivel de carga admisible quedará
mercado sin poder suministrar, que se cuantificaría por el valor de PNG.
Por lo tanto, aquellos valores de PNG distinto de cero deberán ser objeto
de un estudio en más profundidad con el objeto de analizar sus causas y ver
sus soluciones:
• PNG en líneas. En caso de líneas anilladas, la existencia de PNG suele
deberse a falta de capacidad en la línea o líneas de MT de apoyo, por lo
que la solución suele pasar por la sustitución de aquellas secciones de
cable que limiten el apoyo o por la construcción de una nueva línea de
apoyo desde un punto con capacidad suficiente. En el caso de líneas en
antena la única solución es el anillado de la antena, mediante la
construcción de una nueva línea o el desdoblamiento de la existente.
Este caso suele darse en líneas aéreas en zonas rurales, donde además
llevar a cabo nuevas líneas muchas veces por zonas de protección
medioambiental suele conllevar un procedimiento administrativo muy
largo.
• PNG en transformadores. La existencia de PNG en transformadores
puede deberse a la falta de apoyo interno, en cuyo caso la solución
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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pasaría por ampliar potencia en los transformadores de apoyo o instalar
un transformador nuevo en la subestación. La PNG también puede
deberse a la falta de apoyo externo, en cuyo caso sería necesario
reforzar la red de apoyo externa en Media Tensión y en casos de valores
elevados de PNG incluso la construcción de nuevas subestaciones.
Los criterios de fallo múltiple como por ejemplo el criterio (n-2) no son de
aplicación tradicional en distribución, por considerarlos de muy baja
probabilidad de ocurrencia. Incluso en transporte dicho criterio está acotado a
una serie de contingencias muy concretas. En caso de aplicarse en distribución
sería para situaciones puntuales y concretas de elevado riesgo, como por
ejemplo el fallo de un doble circuito en Alta Tensión, por la misma zanja o por
los mismos apoyos, que sirve de alimentación a una subestación
transformadora, de la que por ejemplo a su vez depende en exclusiva la
alimentación de una zona.
3.2.4 Priorización de criterios de fiabilidad
Se indica a continuación un criterio de priorización para la resolución de
problemas en la red:
• Resolución de sobrecargas en régimen de explotación normal en
transformadores, ordenado de mayor a menor por nivel de sobrecarga.
• Resolución de sobrecargas en régimen de explotación normal en líneas,
ordenado de mayor a menor por nivel de sobrecarga.
• Resolución de zonas con tensiones antirreglamentarias, ordenado por
porcentaje de variación de tensión.
• Resolución de municipios con incumplimiento de calidad zonal durante
dos o más años.
• Resolución de municipios con incumplimiento de calidad zonal durante el
último año.
• Resolución de PNGs de transformadores de potencia aplicando criterio
(n-1), ordenado de mayor a menor por valor de PNG. Dentro de estos
valores de PNG se podrían hacer diferentes niveles de agrupación, por
ejemplo entre subestaciones de interior y subestaciones de intemperie:
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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- PNG de transformador en subestación de intemperie, con
alimentación en MAT o AT de intemperie. Se podría suponer
como criterio que no es necesaria la resolución de los valores de
PNG por debajo de un determinado valor, ya que se supone la
posibilidad de instalación de equipos móviles de emergencia
(subestaciones móviles). En las subestaciones de intemperie se
podría suponer que es factible la instalación de dichos equipos,
porque haya espacio físico preparado en la instalación y porque el
transporte del equipo móvil de emergencia y las conexiones a la
red aérea de MAT ó AT para alimentación del transformador móvil
se pueden realizar con relativa rapidez.
- PNG de transformador en subestaciones de interior, con
alimentación en MAT o AT subterránea. En este caso se podría
suponer que es necesario resolver todos los valores de PNG ya
que en las subestaciones de interior, especialmente las que se
encuentran en núcleos urbanos, puede que no exista el espacio
necesario para la instalación del equipo móvil de emergencia ni
dentro ni fuera de la instalación, además de ser necesario
tiempos superiores para las conexiones a la red subterránea de
MAT ó AT para alimentación del transformador.
• Resolución de PNGs de líneas aplicando criterio (n-1), ordenado de
mayor a menor por valor de PNG. Dentro de estos valores de PNG se
podrían hacer diferentes niveles de agrupación, por ejemplo en función
del tipo de zona de suministro:
- PNG de línea en zonas urbanas y semiurbanas. Se podría
suponer como criterio que es necesario resolver todos los valores
de PNG, por lo tanto no se admitirían antenas bajo ningún
concepto, y todos los centros deberían estar anillados y en líneas
con apoyo suficiente. En el caso de semiurbanas podría admitirse
como valor de PNG máxima el valor de la potencia de un centro
de transformación, que podría resolverse de forma relativamente
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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rápida mediante la instalación de un grupo electrógeno conectado
a la red de BT del centro.
- PNG de línea en zonas rurales. En este caso se podría suponer
que se admiten valores de PNG en zonas con dificultad para
anillar y reforzar la red o donde no se justifique económicamente,
siempre y cuando esos valores estén asociados a líneas aéreas,
cuyos tiempos de resolución de incidencias son más bajos que el
subterráneo, y el mercado pueda ser recuperado mediante un
número no elevado de grupos electrógenos. Por ejemplo, en
zonas rurales serían valores típicos admisibles de antenas 2.000
ó 3.000 kVA de potencia instalada.
Si bien podría planificarse las redes de distribución para cumplir criterios de
fiabilidad más estrictos, esto debe ser estudiado y valorado económicamente
para evaluar la viabilidad del cumplimiento de los mismos con los niveles de
retribución actualmente reconocidos.
En la siguiente tabla se resume la priorización anterior:
Criterio Aplicación Valor
Sobrecargas Transformadores %Sobrecarga
Líneas %Sobrecarga
Caídas de tensión Nudos de la red %Caída de tensión
Incumplimientos Municipios Percentil 80 TIEPI
PNG (n-1) Transformadores PNG (MW)
Líneas PNG (MW)
PNG (n-2) Casos puntuales (Por
ejemplo: Líneas Doble
Circuito críticas)
PNG (MW)
Tabla 6. Priorización de criterios de fiabilidad red de distribución
Si a los valores de PNG anteriores se les aplicara además criterios
probabilísticos se obtendrían valores de Energía No Suministrada (ENS), que
mejorarían la metodología para realizar la priorización. Estos criterios
probabilísticos son principalmente la tasa de fallos de los elementos y el tiempo
para la resolución de la incidencia:
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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• Tasa de fallos anual de cada uno de los elementos que forman la red, y
para los que se realiza el análisis, que podrían ser valores reales de tasa
de fallos de cada elemento basado en el histórico de incidencias (lo que
en la práctica resulta muy complejo de procesar debido a la gran
cantidad de datos y a la extensión de la red de distribución) o de forma
simplificada valores de tasa de fallo medios históricos por tipo de
instalación como por ejemplo:
Tasa de fallo de Centros de transformación = nº fallos/año/CT
Tasa de fallo de Líneas Aéreas = nº fallos/año/km línea aérea
Tasa de fallo de Líneas Subterráneas = nº fallos/año/km línea subterránea
• Tiempos de reposición del servicio, que sería la suma de los siguientes
tiempos:
- tiempo del desplazamiento de la brigada de operación local hasta
el mercado afectado,
- tiempo para realizar las maniobras necesarias para localizar y
aislar la avería,
- tiempo para la reparación de la misma y por lo tanto el
restablecimiento del servicio.
El tiempo de reposición del servicio en cada caso es una función compleja
dependiente de factores como la distancia de la brigada de operación local al
punto de la avería o existencia de telemandos que reducen los tiempos de
localización de averías. Por lo tanto, para obtener valores que se aproximen a
la realidad de los tiempos de reposición sería necesario disponer de la
topología de la red y simular para cada incidencia el tiempo reposición
esperado. Esto en la práctica es de gran complejidad y requiere de
herramientas de simulación avanzada, aunque para hacer un análisis más
simplificado se podrían suponer unos tiempos medios, en base al histórico de
tiempos de resolución de incidencias.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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3.3 Desarrollo de la red de distribución
El diseño de las nuevas redes de distribución debe hacerse con el objeto de
cumplir con los criterios de fiabilidad de la red de distribución y con el objetivo
último de satisfacer la demanda cumpliendo los criterios de seguridad y calidad
de suministro establecidos reglamentariamente.
Un condicionante para el desarrollo de una arquitectura determinada de las
redes de distribución es la propia arquitectura de la red existente, ya que dichas
redes pueden tener décadas y ser por lo tanto el resultado de unos criterios de
planificación diferentes a los de aplicados en la actualidad.
Un ejemplo sería el de las subestaciones de reparto que se alimentan de la
red existente en Alta Tensión (por ejemplo 45 kV ó 66 kV) mediante un
esquema en doble derivación (esquema en H). En este caso, los sucesivos
soterramientos de dichas redes, por eliminación de tendidos aéreos o por
nuevos desarrollos urbanísticos, obligan a ir desplazando los nudos en
derivación de red aérea o a llevar a cabo soluciones de soterramiento muy
costosas para mantener dichas derivaciones (por ejemplo centros de maniobra
en Alta Tensión). En una situación así sería una mejor solución convertir los
esquemas en H en esquemas en entrada-salida, que facilitarían dichos
soterramientos. El principal inconveniente de esta solución es que requiere una
modificación del esquema, el control y las protecciones de todas las
subestaciones de reparto, con un coste económico importante.
Los criterios de arquitectura de la red de distribución se pueden agrupar en
los siguientes apartados:
• Configuración de subestaciones
• Redes de Muy Alta Tensión
• Redes de Alta Tensión
• Redes de Media Tensión
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A continuación se profundiza en las arquitecturas más típicas de
subestaciones y redes de Media Tensión, que serán las que se analicen
posteriormente desde el punto de vista de los nuevos requerimientos de las
leyes autonómicas de garantía de suministro.
3.3.1 Configuración de las subestaciones de distribución
Los esquemas y configuraciones normalizadas de las nuevas
subestaciones dependen de la elección de una serie de características:
• Salto de tensión en el nivel de transformación (MAT/AT, MAT/MT o
AT/MT). Las transformaciones directas del nivel de MAT al de MT (por
ejemplo 220/20 kV ó 132/20 kV) se aplican en zonas de elevada
densidad de carga, principalmente zonas urbanas. Las transformaciones
desde el nivel de reparto de AT al de MT (por ejemplo 66/20 kV) se
aplican en zonas de más baja densidad y dispersión de la carga como
son zonas semiurbanas y rurales.
• Número de transformadores y potencia de transformación. Para nuevas
subestaciones se recomienda no concentrar una elevada potencia de
transformación en una única subestación, en especial en aquellas que
sean completamente encerradas en edificio y que pueden tener mayor
riesgo de que un incidente pueda afectar a toda la subestación.
• Grupo de conexión de los transformadores, que debe permitir el
acoplamiento de la red aunque la explotación sea radial.
• Sistema de MAT o AT:
- Tipo de embarrado (Simple Barra o Doble Barra)
- Aislamiento (Intemperie o en edificio con aislamiento en SF6)
- Número de posiciones y funciones (posiciones de línea, de
transformador y enlace de barras)
Los esquemas de MAT serán por lo general en doble barra, que
permite una operación más flexible para el reparto de cargas, pasando
líneas y transformadores de una barra a otra según necesidades de la
explotación.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Los esquemas en AT con un número máximo de dos
transformadores serán por lo general del tipo H o esquema en entrada-
salida.
• Sistema de MT:
- Tipo de embarrado (Simple barra partida o Doble Barra)
- Aislamiento (por lo general todos los nuevos sistemas de MT son
en edificio con aislamiento en SF6)
- Número de posiciones (posiciones de línea, de transformador, de
enlace de barras, servicios auxiliares y batería de condensadores)
Los esquemas de MT pueden ser en simple barra o en doble barra.
Los más flexibles son los de doble barra, especialmente cuando el
número de transformadores es mayor de dos, ya que permiten repartir
cargas entre transformadores tanto en régimen de explotación normal
como ante incidencia de un transformador.
• Compensación de reactiva (instalación de baterías de condensadores)
En la actualidad, debido a los condicionantes sociales, medioambientales y
urbanísticos, la mayoría de las subestaciones se construyen en interior, con
aparamenta de aislamiento en SF6. Los transformadores pueden ir en exterior
o también dentro de edificio, esto último es de aplicación especialmente al caso
de integración de subestaciones zonas urbanas. Todas las subestaciones
deben ser además telecontroladas y telemandadas en todos sus niveles de
tensión.
En las figuras siguientes se representan los tres esquemas básicos de
subestación mencionados: doble barra, H y entrada-salida.
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Ilustración 4. Subestación con esquema de doble barra
Ilustración 5. Subestación con esquema en H
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Ilustración 6. Subestación con esquema en entrada-salida
Los criterios de fiabilidad que aplican en el diseño de subestaciones son:
• Nivel de carga admisible. Sería el nivel máximo de carga admisible en la
transformación, inferior a la potencia nominal con el fin de tener margen
de reserva para crecimiento de demanda y apoyos ante incidentes.
Aunque podría establecerse un valor concreto como criterio general de
% de carga, por ejemplo el 70%, resulta en la práctica más apropiado
para cada subestación el análisis de flujos de carga teniendo en cuenta
la topología de la red de MT y los apoyos reales existentes.
• Fallo de transformador (n-1), cuyo resultado será un valor de Potencia
No Garantizada. Como ya se ha indicado en función de dicho valor de
PNG, de la criticidad de la carga (por ejemplo grandes núcleos de
población) y del tipo de subestación (interior o intemperie), la decisión de
desarrollo de red podrá ser la construcción de una nueva subestación,
ampliación de potencia en la existente o uso de equipos móviles de
emergencia.
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• Fallo de alimentación a la subestación (n-2). Debe procurarse que si la
alimentación a la subestación en MAT o AT es subterránea los cables
vayan por canalizaciones diferentes.
Como ya se ha indicado, en la planificación de la red de distribución no se
consideran tradicionalmente fallos múltiples del tipo (n-x). Este criterio
introducido por los nuevos requerimientos de las legislaciones autonómicas y
sus consecuencias en el diseño de subestaciones será analizado más
adelante.
3.3.2 Configuración de la red de Media Tensión
La configuración para el diseño y desarrollo de las redes de distribución
depende principalmente del tipo de zona: rural o urbana.
3.3.2.1 Red de Media Tensión rural
Las redes rurales se encuentran en zonas con mayor dispersión geográfica
de la carga, por lo general municipios del tipo rural concentrado y rural
disperso, en los que la alimentación de la demanda se realiza principalmente
mediante líneas aéreas de elevada longitud.
Esta red se subdivide además en dos tipos distintos de líneas:
• Línea principal
• Línea derivada
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Ilustración 7. Red de MT en zona rural
La línea principal es la formada por los tramos de línea que van desde la
cabecera del interruptor hasta el elemento de seccionamiento de apoyo, sin
considerar las derivaciones. Las líneas derivadas son los ramales que tienen
origen y se alimentan desde la línea principal.
La capacidad de la línea principal debe mantenerse a lo largo de todo el
recorrido, evitando desarrollos que pueden ver disminuida dicha sección, como
por ejemplo soterramientos de líneas con secciones de cable subterráneo que
tengan una capacidad equivalente al aéreo inferior. Además estos
soterramientos no podrán realizarse en líneas en antena, sin plantear
previamente una solución de anillado, puesto que se incrementarían los
tiempos de reposición en averías, pudiendo desembocar en incumplimientos de
calidad de suministro si la línea continúa en antena.
Línea principal
Línea derivada
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Respecto a la capacidad de las líneas, se deben definir las secciones
normalizadas de los cables para las líneas que deben instalarse en los nuevos
desarrollos de red, ya sean aéreas o subterráneas. Además, en el caso de
líneas aéreas se debe definir como criterio de proyecto la temperatura de
diseño, debido a su gran influencia en la capacidad máxima de las líneas.
Las líneas principales deben ser anilladas con explotación radial. En el caso
de líneas principales en antena es deseable el anillado de dichas redes,
especialmente si los tiempos de reposición ante averías y los índices de calidad
de suministro pueden superar los límites reglamentarios.
En el desarrollo de redes rurales debe tenerse en cuenta que la
construcción de nuevas líneas aéreas puede resultar inviable, por encontrarse
en zonas que pueden tener algún tipo de protección medioambiental. Los
desarrollos más viables en zonas rurales son:
• la reforma de línea aérea de simple circuito a doble circuito, esto tiene la
ventaja de que ya existe una afección por la traza de la línea existente,
por lo que el impacto medioambiental es mucho menor que el de una
nueva línea aérea existente.
• nueva líneas subterráneas, tienen la ventaja de tener un impacto
medioambiental mínimo con respecto a las líneas aéreas, pero su
desarrollo puede verse complicado por la necesidad de definir una traza
por vías consolidadas que permitan una fácil localización del cable en
caso de avería. Además debe tenerse en cuenta que en algunas
Comunidades Autónomas no es posible ejecutar líneas aéreas en suelo
urbano o urbanizable (Decreto 131/1997 de la CM, ver si hay algo más
nuevo o en otras comunidades), por lo que las líneas subterráneas serán
de carácter obligatorio en los cascos urbanos de los municipios, por muy
rurales que sean.
Los parámetros de fiabilidad que aplican en el diseño de redes rurales son:
• Nivel de carga admisible. El nivel de carga admisible para cada línea
viene definido como máximo por el valor nominal de los cables, que no
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debe superarse en ningún caso en régimen normal de explotación.
Además el nivel máximo admisible en caso de apoyo a otras líneas
tampoco deberá superar el valor nominal más un factor de sobrecarga
transitoria admisible. En la práctica, la carga máxima que puede llevar la
línea en régimen de explotación normal será la que permita dejar
margen de reserva para el apoyo del resto de las líneas. No resulta
apropiado la aplicación de un criterio general para dicha carga máxima,
siendo mucho más exacto el análisis de flujo de cargas con la topología
de la red, que tiene en cuenta para cada línea los apoyos que existen.
• Control de tensiones. En este tipo de redes con líneas de elevada
longitud pueden darse situaciones de bajas tensiones en régimen de
explotación normal o en funcionamiento de apoyo. La resolución
transitoria de las tensiones antirreglamentarias puede darse con el uso
de equipos reguladores de tensión, mientras se realizan los refuerzos de
red que solucionan de manera definitiva esa situación.
• PNG de líneas (n-1), en redes rurales se podría admitir un valor máximo
de PNG admisible en líneas con alimentación aérea, ya que los tiempos
de reposición en este tipo de líneas es muy inferior al necesario en la
avería de un cable subterráneo.
• Tiempos de reposición. En líneas de longitud elevada es necesario
disponer de elementos de maniobra intermedios que permitan en caso
de incidente reducir los tiempos necesarios para partir la línea, localizar
la avería y reponer. Como mínimo debe preverse la instalación de
seccionadores en puntos accesibles para maniobra de operación local,
pero existen otros elementos de maniobra telemandados con funciones
que permiten discriminar en algunos casos su origen:
- Reconectadores (REC). Su funcionamiento es equivalente al de
un interruptor automático telemandado. Se colocan en
derivaciones importantes de la línea principal, coordinados con el
interruptor de cabecera en subestación, de forma que si un ramal
es el origen de la avería el interruptor automático colocado en la
derivación desconectaría el ramal en el primer ciclo de
reenganche, no afectando al resto de la línea.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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- Órganos de Corte en Red (OCR). Su funcionamiento es
equivalente al de un ruptor telemandado. Se colocan en línea
principal en puntos intermedios con el fin de maniobrar las líneas
mediante elementos telemandados.
- Seccionalizadores. Su funcionamiento es el de un detector de
paso de falta con capacidad de seccionamiento. Se colocan en
derivaciones de la línea principal en función de la potencia y la
longitud de la misma, que son bastante inferiores a las que
aplican en el caso de Reconectadores.
- Centros de maniobra. Son las instalaciones más completas de
telemando ya que permiten disponer en un mismo punto de varias
funciones de ruptor y de interruptor automático, por lo que su
instalación es preferible a la de los REC y OCRs por separado,
aunque tienen como inconveniente la necesidad de ubicar una
nueva envolvente de centro en el caso de que no pueda
aprovecharse la de uno existente. Dichos centros de maniobra
suelen instalarse en puntos de derivación de la línea principal o
en puntos de la línea principal en que interese partir la carga.
Para una mejor elección de los puntos donde ubicar dichos
centros de maniobra deben tenerse en cuenta criterios de mejora
de calidad de suministro (TIEPI y Energía No Suministrada
Mejorada).
3.3.2.2 Red de Media Tensión urbana
Las redes urbanas se encuentran en zonas con elevada densidad de carga,
que se corresponden principalmente con municipios urbanos, en las que la
alimentación de la demanda se realiza mediante cables subterráneos. En los
municipios semiurbanos suele darse una combinación de red urbana, para el
núcleo de población consolidado, y red rural de tipo aéreo, para las líneas de
alimentación existentes.
Las redes de MT urbanas deben ser anilladas pero con explotación radial,
de forma que siempre tengan posibilidad de ser apoyadas desde otra línea.
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En este tipo de redes todas las instalaciones, ya sean centros de
transformación de empresa o centros de cliente, se conectan en entrada-salida
de la red de MT.
Las redes en las zonas urbanas, especialmente en las grandes ciudades,
tienen diseños heredados de diferentes criterios de planificación y desarrollo de
red a lo largo de los años, en algunos casos décadas, por lo que podemos
encontrar en una misma zona diferentes arquitecturas de distribución
interrelacionadas, instalaciones telemandadas de naturaleza diferente y
secciones nominales y tipos de cable muy heterogéneos (por ejemplo para
cables de Aluminio se podrían encontrar secciones de Al95, Al150, Al240 y
Al400, conviviendo con otros cable de Cobre de secciones Cu50, Cu95, Cu200,
etc.).
En el caso de cables es importante definir las secciones normalizadas para
realizar los nuevos desarrollos y la renovación. La obtención de licencias para
el desarrollo de red en zonas urbanas con protección de pavimento está
limitada con el fin de evitar abrir calles cada poco tiempo, por lo que los cables
que se construyan deben hacerse con un objetivo de capacidad a largo plazo.
Otro aspecto a tener en cuenta es el crecimiento de la demanda debido a los
cambios en los hábitos de consumo (mayor uso de electrodomésticos, aire
acondicionado, etc) y las solicitaciones de estos cables para cumplir con los
criterios de fiabilidad. Por ejemplo no tendría sentido seguir utilizando cables de
Al150 sino secciones mayores, por ejemplo Al240 ó Al400.
En general, el esquema de diseño de redes en zonas urbanas se basa en
dos filosofías: Centro de Reflexión o Centro de Reparto, aunque en la realidad
pueden verse ambas representadas e interrelacionadas entre sí en la red de
una misma zona.
a) Diseño mediante Centro de Reflexión y circuito de apoyo
En el esquema básico de este tipo de diseño, los circuitos distribuidores,
que van haciendo entrada-salida en los centros de transformación, salen de
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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una subestación y cierran contra la barra de una instalación telemandada
denominada Centro de Reflexión (CX).
Ilustración 8. Esquema básico de CX
A este CX llega además un cable sin carga desde la subestación, que por
lo tanto no tiene centros de transformación conectados, y que actúa como
circuito de apoyo a los demás circuitos distribuidores.
Un criterio básico de diseño para mejorar la fiabilidad de este esquema es
que los circuitos que van a una misma barra del CX se repartan entre los
diferentes transformadores de la subestación.
En régimen de explotación normal los circuitos distribuidores estarán
alimentados desde subestación y abiertos en el CX. El cable de apoyo estará
energizado desde la subestación hasta el CX, preparado para tener que
socorrer al fallo de un distribuidor.
CX ST
1
2
Circuito de Apoyo
Ilustración 9. Esquema de red de MT con CX en explotación normal
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En caso de incidencia de un circuito distribuidor, suponiendo que en el peor
de los casos se diera en el primer tramo de salida de subestación, una vez
aislado el tramo de la avería se podría reponer todo el circuito distribuidor
desde el CX alimentado por el circuito de apoyo.
Según esto, los centros reflejos no necesitarían que sus posiciones fueran
de interruptor automático, puesto que tanto en funcionamiento estable como
ante el fallo de un distribuidor la protección que actuaría sería la de la posición
de salida de MT de la subestación.
Este esquema, combinado con la instalación de centros telemandados en
uno o varios puntos intermedios del circuito distribuidor, da tiempos de
reposición bastante bajos ante el fallo de circuitos distribuidores. Si además el
cable de apoyo se diseñara con una mayor capacidad que los distribuidores, se
podría alimentar a más de un circuito distribuidor desde el circuito de apoyo de
forma temporal, especialmente ante incidencias más graves como el fallo de un
transformador.
A partir de este diseño se pueden realizar otros más complejos:
- Centros de reflexión que comparten un mismo circuito de apoyo
- Centro de reflexión con cable de apoyo desde distintas
subestaciones
b) Diseño mediante Centro de Reparto y circuitos alimentadores
CX ST
1
2
Circuito de Apoyo
Ilustración 10. Esquema de red de MT con CX ante el fallo del circuito 1 en salida de ST
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En el esquema básico de este tipo de diseño, los circuitos distribuidores se
alimentan desde una instalación telemandada denominada Centro de Reparto
(CR), que a su vez se alimenta desde la subestación a través de uno o varios
circuitos denominados alimentadores. Los alimentadores son cables de
capacidad muy superior a la de los circuitos distribuidores y no deben tener
ningún centro de transformación conectado, es decir, deben ir limpios desde
subestación hasta el CR para disponer así de toda su capacidad en caso de
ser necesario.
El CR funciona por lo tanto como una extensión de las barras de la
subestación.
A su vez el CR puede llegar a tener tantas barras como circuitos
alimentadores. Estas barras se unen mediante un interruptor de enlace de
barras y de cada barra salen los circuitos distribuidores. Un criterio básico de
diseño para mejorar la fiabilidad es que los circuitos alimentadores que
provienen de una misma subestación y llegan a distintas barras de un mismo
centro de reparto procedan de transformadores diferentes. En la figura
siguiente se indica un esquema básico de un CR de tres barras:
Ilustración 11. Esquema básico de un CR con tres barras
En funcionamiento normal, cada circuito alimentador suministrará la carga
desde la subestación a una barra del CR y a su vez a los circuitos
distribuidores que estén conectados a esa barra. Cada circuito distribuidor
cerrará a su vez contra otra barra del mismo CR, o contra uno o varios CRs
diferentes si el circuito se ha ramificado. El distribuidor estará además abierto
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en algún punto para que la operación sea radial. A continuación se indica el
esquema básico con un centro de reparto y dos circuitos alimentadores desde
la subestación de reparto STR 3:
Ilustración 12. Esquema de red de MT con un CR en explotación normal
Partiendo del ejemplo anterior, en caso de fallo de un circuito alimentador
dispararía la protección en la posición de subestación y la barra del CR
alimentada por este circuito se quedaría sin servicio. Entonces se cerraría el
interruptor de acoplamiento del CR y se alimentaría la carga desde el otro
circuito alimentador suponiendo que el margen de reserva sea suficiente. Esto
supone un tiempo de reposición ante este tipo de incidencias muy corto ya que
todas las maniobras realizadas son telemandadas. En la Ilustración siguiente
se refleja el esquema de operación ante el fallo del alimentador de la STR 3 a
la barra B1 del CR.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Ilustración 13. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un alimentador
Partiendo del mismo ejemplo, en caso de fallo de uno de las salidas de
circuitos distribuidores, se repondría cerrando el punto de maniobra intermedio
que lo anilla con otro distribuidor. En la Ilustración siguiente se refleja el
esquema de operación ante el fallo de un circuito distribuidor que está
conectado a la barra B1 del CR.
Ilustración 14. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un circuito distribuidor
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Como consecuencia de lo anterior, en el CR las posiciones de salida hacia
los circuitos distribuidores deben ser interruptores automáticos coordinados con
los interruptores de cabecera de subestación, con el fin de que la selectividad
de protecciones haga disparar sólo el circuito distribuidor con la falta y no el de
cabecera que desconectaría el resto de distribuidores de esa barra.
A partir de este diseño básico se realizan otros muchos. Por simplificación y
para dar una idea del grado de complejidad que pueden llegar a tener se
indican los dos siguientes:
- Esquema con dos centros de reparto alimentados desde
subestaciones diferentes.
- Esquema con tres centros de reparto alimentados desde
subestaciones diferentes y ramificaciones entre distribuidores.
En las figuras siguientes se representan básicamente ambos esquemas:
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Ilustración 15. Esquema de red de MT con dos Centros de Reparto
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Ilustración 16. Esquema de red de MT con tres Centros de Reparto
A continuación se comparan algunos aspectos de ambas filosofías de
diseño:
• Los centros reflejos son más económicos ya que las posiciones son de
ruptor y no de interruptor automático como es el caso de los CRs. El
coste de un CR sería superior al doble del coste de un CX para un
mismo número de salidas de circuitos distribuidores.
• Las redes diseñadas con CX son de estructura más sencilla que las de
CR, que pueden tener un grado de anillado que obligue al operador a
tener un conocimiento aún mayor de las interconexiones que tiene cada
zona, a nivel de alimentadores y de circuitos distribuidores entre sí.
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• Las redes con centros de reparto permiten trasvases de potencia
mayores debido a la red de alimentadores de elevada capacidad
procedentes de subestaciones diferentes. Esta estructura hace que ante
criterios más estrictos de fallo múltiple se puedan esperar valores
inferiores de PNG que en el caso de redes con centros reflejos.
En cuanto a los parámetros de fiabilidad que aplican en el diseño de redes
urbanas son los siguientes:
• Nivel de carga admisible. Aplica lo indicado para redes rurales.
• PNG de líneas (n-1). En redes urbanas no es recomendable admitir
valores de PNG en líneas que sean distintos de cero. De permitirse un
valor de PNG máximo este debería ser el de la carga de un centro de
transformación que pudiera suministrarse mediante un grupo
electrógeno.
• PNG de transformador (n-1). El desarrollo de la red de MT influye en la
capacidad de apoyo externo ante el fallo de transformación. Aunque la
solución de PNGs de transformador suele darse por incremento de
potencia en subestaciones, puede ocurrir en algún caso que con
inversiones menos costosas en la red de MT se resuelva la PNG, por lo
que debe tenerse en cuenta.
• Tiempos de reposición. En las redes urbanas los tiempos para
resolución de incidencias se elevan con respecto a redes rurales debido
a que el tiempo de reparación de averías de los cables subterráneos es
superior. Esto, unido a que los requerimientos de TIEPI en estas zonas
son inferiores, hace que se incremente la necesidad de instalar puntos
telemandados. La elección de los puntos de telemando debe hacerse en
base a criterios de mejora en la calidad de suministro (mejora de TIEPI y
Energía No Suministrada).
Aunque sería deseable aplicar criterios de fiabilidad más estrictos en el
caso de las zonas urbanas, que contemplen fallos múltiples, esto no debe
hacerse sin previamente evaluar el sobrecoste introducido por esos
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requerimientos, que debería ser reconocido dentro de la retribución de la
distribución para que la aplicación de dichos criterios sea viable.
4. CONTENIDO DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID
4.1 Antecedentes
En los grandes núcleos de población las subestaciones de distribución se
encuentran integradas dentro de las áreas metropolitanas y, debido a la gran
densidad de carga y a la dificultad para construir nuevas subestaciones, tienen
por lo general una elevada potencia de transformación concentrada.
Por ello, un incidente de importancia en una de estas subestaciones
urbanas que origine la indisponibilidad de la instalación dará lugar a una
pérdida importante de mercado, que debe reponerse desde el resto de las
subestaciones colindantes, con la limitación que tenga la red no afectada, y el
resto desde equipos auxiliares, como por ejemplo grupos electrógenos o
subestaciones móviles.
La interrupción del servicio que se produce, especialmente si es de varias
horas, suele tener un gran impacto social y económico, además de un
seguimiento por parte de las Autoridades y los medios de comunicación,
pudiendo incluso dar lugar a sanciones a las empresas distribuidoras. Si
además el incidente va acompañado de un incendio en la instalación la alarma
social que se genera es lógicamente es mayor.
En los últimos años se produjeron una serie de incidentes de este tipo en el
centro de Madrid que afectaron al suministro eléctrico de un elevado número de
clientes. Debido a la magnitud de estos incidentes, relacionados con incendios
en subestaciones transformadoras, los tiempos necesarios para la reposición
del suministro fueron muy superiores al de incidentes más normales.
Varios ejemplos de incidentes graves son el del verano del año 2004, en el
que se produjo un incendio en la subestación de Mediodía de Unión Fenosa
situada en el Paseo del Prado en Madrid, que dejó sin suministro a miles de
clientes de la zona centro de Madrid, entre ellos, al Congreso, al Banco de
España o a la Bolsa.
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Otro ejemplo es el del verano del 2006 en el que se produjo un incendio en
la subestación de Arguelles de Iberdrola situada en la calle del Buen Suceso
que dejó sin suministro a miles de clientes de los distritos Argüelles, Moncloa,
Chamberí y Universidad.
En ambos casos se movilizaron gran cantidad de recursos por parte de los
servicios de emergencias y de las propias empresas, tanto en medios humanos
como materiales, con el fin de sofocar el incendio, restablecer el mercado por
fases, reparar las instalaciones averiadas y normalizar el servicio.
Es en este marco donde la Comunidad de Madrid inicia el desarrollo de
una reglamentación que regula una serie de requerimientos superiores en
materia de garantía de suministro, culminando en la aprobación de la siguiente
normativa:
• Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía de
suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid,
• Ley 4/2007, de 13 de diciembre, por la que se modifica la Ley 2/2007, de
27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en
la Comunidad de Madrid, adaptándola a la Ley Estatal 17/2007, de 4 de
julio
• Decreto 19/2008, de 13 de marzo, por el que se desarrolla la Ley 2/2007.
4.2 Objeto
El Decreto 19/2008 desarrolla el contenido de la Ley 2/2007 y regula una
serie de medidas y procedimientos concretos destinados a:
• detectar posibles problemas estructurales, presentes y futuros, en la red
de distribución;
• corregir dichos problemas acometiendo las inversiones necesarias;
• evitar en lo posible que se produzca una incidencia de tipo eléctrico;
• garantizar que las empresas distribuidoras cuenten con los medios
materiales y humanos necesarios para afrontar dicha incidencia en caso
de que esta tenga lugar y para hacerlo en un tiempo máximo adecuado.
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El Decreto establece la obligación de que las empresas distribuidoras
presenten todos los años un Programa periódico de medios humanos y
materiales e inversiones en el que se describan las actuaciones que vayan a
acometer en el conjunto de la red de distribución de energía eléctrica existente
en la Comunidad de Madrid, haciendo especial referencia a las medidas
adoptadas para garantizar el suministro eléctrico en caso de que se produzcan
incidencias de importancia en la misma.
En este sentido, se fijan unos tiempos máximos para atender cualquier
incidencia en la red, reponer y normalizar el servicio, estableciendo además
unos equipos auxiliares mínimos de los que deben disponer para poder afrontar
cualquier situación de este tipo.
Además el Decreto incluye una serie de criterios a tener en cuenta a la hora
de diseñar tanto las redes de distribución como las propias subestaciones, con
el objetivo de garantizar la cobertura de todo el mercado en condiciones
excepcionales de explotación derivadas de puntas de demanda o de la
existencia de una incidencia de importancia en la red, así como la rápida
sustitución o refuerzo de una subestación por equipos auxiliares en caso de
que esta se produzca.
Según la Ley 2/2007 y la Ley 4/2007, el incumplimiento de lo establecido
por las mismas y el Decreto 19/2008 que la desarrolla puede dar lugar a la
aplicación de sanciones a las empresas distribuidoras que pueden alcanzar en
el caso de infracción muy grave valores de hasta 30 mill€.
Como ya se ha indicado al principio de esta tesis, aunque sería deseable
introducir criterios de garantía superiores como los anteriormente mencionados,
el sobrecoste en el que incurre el sistema de distribución para hacer frente a
estas situaciones excepcionales no está reconocido dentro de la retribución de
la actividad de la distribución y más concretamente en el incentivo de calidad
introducido por el RD 222/2008, por lo que su aplicación práctica puede resultar
inviable económicamente para las empresas distribuidoras si no resuelve la
remuneración de estas inversiones.
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4.3 Ámbito de aplicación
El ámbito de aplicación de la normativa de la Comunidad de Madrid es el
siguiente:
• Instalaciones de distribución de energía eléctrica, efectuada
íntegramente en el territorio de la Comunidad Autónoma.
• Instalaciones de transporte secundario que sean competencia de la
Comunidad Autónoma según la Ley 17/2007.
Las instalaciones de transporte secundario fueron incluidas en esta
normativa en la Ley 4/2007 por la que se modifica la Ley 2/2007, que de forma
explícita indica lo siguiente:
“Se modifican el artículo 5; el artículo 6, el artículo 12; el apartado 1 del
artículo 13 y el apartado 2 del artículo 16, en los siguientes términos:
Donde dice «empresa distribuidora», deberá decir «empresa distribuidora y
transportista».”
Además se modifica la redacción de los apartados 2 y 3. Estos artículos de
la Ley 2/2007 en los que se incluye la responsabilidad de las empresas
transportistas son los relacionados con la obligación de garantía de suministro,
medios materiales y personales, calidad de suministro, mantenimiento e
incidencias causadas por terceros.
Por lo tanto es importante destacar que la Ley 2/2007 afecta no sólo a las
empresas distribuidoras sino en algunos aspectos a las empresas
transportistas en las redes de transporte secundario dentro del ámbito de la
Comunidad Autónoma.
Sin embargo, en el .desarrollo del Decreto 19/2008, los requerimientos
específicos mencionados se refieren principalmente a las empresas
distribuidoras.
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4.4 Justificación de la competencia en materia de regulación por parte de las comunidades autónomas
La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, tiene por objeto
la regulación, con carácter básico, del sector eléctrico, como servicio esencial,
con el objetivo de garantizar el suministro eléctrico, la calidad de dicho
suministro y, en los términos previstos en la parte expositiva de dicha norma,
su realización al menor coste posible.
De conformidad con la regulación básica del sector eléctrico, se reconoce la
competencia de las Comunidades Autónomas para el desarrollo legislativo,
reglamentario y de ejecución de dicha normativa, se trata por ello de un
supuesto de competencias compartidas entre el Estado y las Comunidades
Autónomas.
La propia Ley 54/1997, de 27 de noviembre, reconoce a las Comunidades
Autónomas, de acuerdo con sus respectivos Estatutos, competencias
específicas como son las de autorizar, impartir instrucciones relativas a la
ampliación, mejora y adaptación de las redes e instalaciones eléctricas de
transporte o distribución de su competencia, para la adecuada prestación del
servicio de inspección, en las instalaciones, las condiciones técnicas y, en su
caso, económicas de las empresas titulares de las instalaciones, y el
cumplimiento de las condiciones establecidas en las autorizaciones otorgadas.
En el caso concreto de la Comunidad de Madrid, el artículo 26.3.1.3 del
Estatuto de Autonomía de la Comunidad de Madrid, aprobado por la Ley
Orgánica 3/1983, de 25 de febrero, atribuye a la Comunidad de Madrid la
competencia exclusiva en materia de industria. Así mismo el artículo 26.1.1.11
del Estatuto de Autonomía establece la competencia exclusiva de la
Comunidad de Madrid en materia de "instalación de producción, distribución y
transporte de cualesquiera energías, cuando el transporte no salga de su
territorio y su aprovechamiento no afecte a otra Comunidad".
Por lo tanto, por ser la distribución una actividad regulada a nivel estatal,
aunque las Comunidades Autónomas pueden regular en materia de garantía en
la prestación del servicio eléctrico, los requerimientos que se introduzcan no
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pueden ser superiores a los establecidos por la normativa estatal sin que esto
se refleje en la retribución de la distribución.
4.5 Definiciones
Dentro del Artículo 4 de la Ley 2/2007 se establecen las siguientes
definiciones que son importantes para comprender los conceptos que más
adelante se manejan.
En cuanto a conceptos relacionados con la interrupción del suministro
eléctrico define los siguientes conceptos:
• Incidencia: Todo evento, y sus consecuencias asociadas, originado en
los sistemas de Generación, Transporte o Distribución de energía
eléctrica, que sea causa de una o varias interrupciones imprevistas de
suministro con instalaciones afectadas relacionadas temporal y
eléctricamente.
• Interrupción de la alimentación: Condición en la que la tensión en los
puntos de suministro no supera el 10 por 100 de la tensión declarada.
• Suministro regular de energía: Tras una incidencia, se entenderá que se
ha conseguido un suministro regular de energía eléctrica del mercado
afectado por esta si una vez alcanzada la tensión de suministro
declarada, la energía eléctrica suministrada cumple los criterios de
calidad legalmente establecidos de forma continuada durante, al menos,
veinticuatro horas.
En el Artículo 3 del Decreto 19/2008 se definen además los siguientes
parámetros de tiempos relacionados con cada incidencia registrada,
parámetros que deben ser incluidos dentro del Registro de Incidencias de las
empresas distribuidoras, que se pone a disposición de la Administración
competente en materia de energía de cada Comunidad Autónoma:
• Tiempo transcurrido hasta la atención de una incidencia: Tiempo
transcurrido desde que la empresa distribuidora tiene conocimiento de
una incidencia hasta que esta activa los medios humanos y materiales
para subsanarla. En caso de que la primera maniobra de reposición de
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la incidencia requiera la realización de una actuación material no
telemandada, la incidencia no se considerará atendida hasta que el
personal encargado de llevar a cabo las actuaciones o reparaciones
manuales no se encuentre físicamente en el lugar donde estas deban
ser realizadas.
• Tiempo de reposición del servicio: Tiempo transcurrido desde que ocurre
una incidencia hasta que se repone totalmente el servicio al mercado
principal atendido por una subestación afectada por la misma.
• Tiempo de normalización del servicio: Tiempo empleado, una vez que se
ha repuesto el servicio, en realizar las actuaciones necesarias en la
subestación o la red afectada por una incidencia para conseguir un
suministro regular atendido exclusivamente por esta o por otras
subestaciones existentes, incluidas las subestaciones móviles.
En la Ley 2/2007 se introducen además los conceptos siguientes:
• Mercado principal atendido por una subestación: Conjunto de
suministros, caracterizados por su ubicación y potencia demandada
asociada, que en régimen de explotación normal de una subestación, se
alimenta eléctricamente de ésta.
• Mercados secundarios atendidos por una subestación: Subconjunto de
suministros, caracterizados por su ubicación y potencia demandada
asociada, que, no perteneciendo al mercado principal atendido por una
subestación, en caso necesario y mediante las maniobras de red
oportunas, puede alimentarse eléctricamente de ésta haciendo uso de
su potencia de reserva, pasando así a trabajar la subestación en un
régimen de explotación excepcional.
En la figura siguiente se representa un ejemplo cartográfico de red de
Media Tensión en zona urbana, con el área del mercado principal asignado a
cada una de las subestaciones distinguidas por colores:
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Ilustración 17. Mercados principales de subestaciones en zona urbana
En la figura siguiente se ha representado el mercado secundario de cada
una de las subestaciones colindantes asignados a la subestación de la zona
verde oscuro denominada “ST-6”:
ST-1 ST-2 ST-3 ST-4 ST-5 ST-6
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Ilustración 18. Mercado secundario de subestaciones en zona urbana
El área rallada de cada color representa el mercado secundario que es
atendido desde la subestación correspondiente ante una indisponibilidad de la
subestación “ST-6” en verde oscuro. Como puede verse, hay una zona rallada
de color verde oscuro que se correspondería con el mercado de esta
subestación que no puede ser atendido como mercado secundario por el resto
de subestaciones, dando lugar a una Potencia No Garantizada por fallo de
subestación. Estos conceptos de Potencia No Garantizada y fallo de
subestación se aclararán en apartados posteriores.
4.6 Programa periódico de actuaciones
En el Artículo 3 Punto 2 del Decreto 18/2009 se detalla el contenido de un
documento que anualmente deben preparar y presentar las empresas
distribuidoras y transportistas ante el órgano competente en materia de energía
de la Comunidad Autónoma. Dicho documento denominado “Programa
periódico” recoge el análisis de la situación del suministro eléctrico y los medios
materiales y personales disponibles, las acciones operativas, así como las
ST-6 Subestación indisponible
ST-1ST-2 ST-3 ST-4 ST-5 ST-6
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inversiones que prevean realizar y sus plazos de ejecución, con el fin de
cumplir con lo establecido por el Decreto en cuanto a garantía de suministro.
El Programa periódico recoge entre otros de forma resumida los siguientes
puntos:
• Estudio sobre atención de la demanda y cobertura del sistema de
distribución ante incidencias, en dos escenarios, en régimen de
explotación normal y en situación de punta de demanda, indicando para
cada uno de dichos escenarios los siguientes datos:
- Potencia instalada en la subestación y potencia demandada por el
mercado principal asignado a la misma.
- Cobertura de dicho mercado ante fallo simple (situación N-1) de
cualquier elemento de la red de alta tensión sin hacer uso de
equipos auxiliares.
- Cobertura de dicho mercado ante fallo total en la subestación sin
hacer uso de equipos auxiliares.
- Cobertura de dicho mercado ante fallo total en la subestación
haciendo uso de equipos auxiliares (indicando, en este caso, el
número y características de los equipos auxiliares que resultarían
comprometidos).
De este análisis se obtiene la identificación de zonas o puntos de la red
que deben ser reforzadas y los refuerzos necesarios para solucionarlos, obras
que se incluirían en los planes de inversión de las empresas. Dichos planes de
inversión son además solicitados dentro del Programa periódico, junto con su
seguimiento de ejecución y actualización.
• Actuaciones previstas en municipios que presenten un TIEPI, un
percentil 80 del TIEPI o un NIEPI superiores a los límites
reglamentariamente establecidos. Este punto sería de aplicación
únicamente a las empresas distribuidoras.
• Previsión de enganche de grandes consumidores de energía eléctrica
(potencia demandada superior a 10 MVA)
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• Información sobre medios materiales y humanos, tanto los existentes
más las inversiones previstas para mejorarlo, que son necesarios para
poder atender las incidencias de importancia.
4.7 Tiempos relacionados con la atención de incidencias
El Decreto 19/2008 establece en el Artículo 5 y el Artículo 6 unos tiempos
límite para la atención de incidencias y para la reposición y normalización del
servicio.
Los límites establecidos son los siguientes:
• Tiempo de atención de la incidencia. Se establecen en función del tipo
de zona geográfica clasificada por el RD 1955/2000:
Tipo de zona Tiempo máximo (h)
Urbana 1,0 Semiurbana 1,5 Rural concentrada y dispersa 2,0
Tabla 7. Tiempo de atención de incidencias según Decreto 19/2008
• Tiempo de reposición del servicio. Ante cualquier incidencia en la red de
distribución de media y alta tensión el tiempo máximo de reposición del
servicio no deberá superar los siguientes valores máximos, contados a
partir de que se produzca la incidencia:
Porcentaje de mercado afectado por la incidencia
Tiempo máximo de reposición (h)
70% 3,0 100% 6,0
Tabla 8. Tiempo de reposición del servicio según Decreto 19/2008
Esto quiere decir que el 70 por 100 del mercado afectado por
cualquier incidencia en media o alta tensión debe recuperarse como
máximo en tres horas, no haciéndose ninguna distinción entre zonas
geográficas ni mención a incidencias en la red de BT.
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• Suministro regular de energía y tiempo de normalización del servicio. El
tiempo necesario será respectivamente inferior a 24 h y a 48 h,
independientemente del número de clientes afectados o del tipo de zona
en la que se produzca la incidencia.
4.8 Criterios de desarrollo
En los artículos 7 y 8 del Decreto 19/2008 se establecen unos criterios para
el desarrollo de las redes eléctricas. Dichos criterios suponen requerimientos
superiores a los establecidos en la planificación tradicional ya mencionada en
apartados anteriores.
4.8.1 Fiabilidad del suministro
Según el criterio de mercado principal y secundario, un suministro
pertenece al mercado principal de una subestación y al mercado secundario de
otra subestación distinta cuando esté conectado de manera que tenga
posibilidad de alimentarse desde cualquiera de ellas realizando las maniobras
oportunas.
En este sentido el Decreto establece el requerimiento de que todo
suministro situado en zona urbana pertenecerá a un mercado principal y, al
menos, a un mercado secundario antes del 16 de abril de 2009. Se procurará,
no obstante, que todo suministro ubicado en zona semiurbana o en zona rural
cumpla también esta condición.
Este criterio no sería cumplido por los suministros conectados al mercado
principal del ejemplo de la subestación “ST-6” ya mencionada en el apartado
anterior, que, ante la indisponibilidad de la misma, pertenecen a la zona rayada
que no puede ser suministrada desde el resto de subestaciones:
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Ilustración 19. Ejemplo de incumplimiento de mercado secundario
Sobre el cumplimiento de dicho criterio, en la Ley 2/2007 Artículo 8 se
indica que:
“Cuando por razones topológicas derivadas de la naturaleza de la red,
apreciadas por el órgano competente en materia de energía de la Comunidad
de Madrid, no sea posible cumplir con esta exigencia, las empresas
distribuidoras deberán establecer medidas alternativas que sean suficientes
para conseguir un nivel equivalente de cobertura de la demanda.”
4.8.2 Potencia nominal de las instalaciones
La potencia nominal de los transformadores de la subestación deberá
dimensionarse para:
• atender el mercado principal, en condiciones normales de explotación
• atender el suministro en períodos de demanda punta (estacionales
según indica la Ley 2/2007 en el Artículo 7)
• garantizar que exista margen de reserva suficiente para el mercado
secundario que tenga asignada dicha subestación.
ST-1 ST-2 ST-3 ST-4 ST-5 ST-6
Incumplimiento Decreto 19/2008
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En este sentido, en las condiciones de demanda punta la potencia
demandada por el mercado principal atendido por cada subestación no
superará el 70 por 100 de su potencia nominal.
Además, en zonas urbanas cada subestación estará eléctricamente
conectada con tantas subestaciones como resulte necesario para garantizar
que la suma de potencia de reserva de estas últimas sea igual o superior al 60
por 100 de la potencia demandada por la primera.
Se entiende por lo tanto que ante indisponibilidad de una subestación,
como mínimo el 60% de la potencia afectada debe ser suministrado desde las
subestaciones colindantes, dejándose el 40% restante como máximo a equipos
de emergencia (móviles y grupos electrógenos):
Ilustración 20. Demanda máxima atendida desde equipos de emergencia
4.9 Conexión de nuevos suministros
Es en el artículo 7 del Decreto 19/2008 donde se establecen dos criterios
concretos para el diseño de la solución para la conexión de nuevos suministros
a la red de distribución:
• “En los nuevos suministros urbanos, la empresa distribuidora deberá
poner a disposición del peticionario un punto de conexión que cumpla la
condición citada en el apartado 2”, es decir, el punto de conexión debe
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pertenecer al mercado principal de una subestación y al mercado
secundario de otra. En el resto de zonas (semiurbana y rural) el Decreto
indica que se procurará cumplir esta condición. Esto introduce una
garantía especial de suministro en todos los puntos de conexión en zona
urbana, no aplicada hasta el momento salvo en aquellos nuevos
suministros en los que así se solicitara por el consumidor en su solicitud
de conexión, generalmente nuevos suministros críticos y suministros
asociados a procesos productivos o actividades muy dependientes del
consumo de energía.
• “Ningún nuevo suministro urbano o semiurbano podrá conectarse a la
red de distribución en media tensión en antena”. Esto quiere decir que
todo nuevo suministro en estas zonas debe estar anillado, pudiendo en
caso de fallo de su alimentación pasar a alimentarse desde el otro
extremo del circuito al que pertenece. En el caso de suministros en zona
urbana esta condición ya estaría contenida en otra de rango superior
como es la pertenencia al mercado de dos subestaciones según se
indica en el punto anterior.
4.10 Criterios de diseño en subestaciones
En el Artículo 7 del Decreto 19/2008 se establecen unos criterios a tener en
cuenta en el diseño constructivo de subestaciones, dirigidos a disminuir el
impacto que un gran incidente pueda tener en el suministro eléctrico, facilitando
la conexión de equipos de emergencia si fueran necesarios.
Estos criterios son:
• La entrada de alimentaciones y salida de los conductores se diseñará de
tal modo que, en caso de incidente, pueda llevarse a cabo una rápida
conexión de los equipos auxiliares de emergencia.
• En aquellas subestaciones de nuevo diseño que por las características
de su ubicación no dispongan en su entorno de espacio suficiente o
adecuado para la instalación de subestaciones móviles de auxilio,
deberá preverse dentro del propio recinto una zona destinada a tal fin,
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suficiente para albergar el número de unidades necesarias para cumplir
los criterios de garantía de suministro establecidos en el Decreto.
Además, aunque no se hace mención en el Decreto 19/2008, sí se hace en
la Ley 2/2007 Artículo 10 a lo siguiente:
• Protección contra incendios. Se deben adoptar las medidas necesarias
para garantizar que los elementos inflamables existentes en el interior de
las subestaciones cuenten con medios de detección y extinción de
incendios adecuados. Además se establece la información detallada
sobre las subestaciones que las empresas distribuidoras deben facilitar
a los servicios de prevención, extinción de incendios y salvamento
(bomberos, etc.).
4.11 Equipos auxiliares de emergencia
En el Artículo 9 del Decreto 19/2008 se hace mención a los equipos
auxiliares de emergencia necesarios. En este sentido el Decreto establece que
las empresas distribuidoras dispondrán de equipos auxiliares de emergencia,
subestaciones móviles y grupos electrógenos, en la cantidad y potencia que
sea necesario con el fin de poder recuperar el mercado de la subestación con
mayor demanda, incluso en el caso de fallo de todas las líneas de alimentación
y toda la transformación a media tensión. Dicho mercado se recuperaría
mediante la utilización de la potencia de reserva disponible en las
subestaciones próximas y, el resto, mediante el uso de los citados equipos
auxiliares de emergencia, en la forma y cantidad que permitan las
características del mercado afectado.
Dichos medios serán los mínimos necesarios de los que deberá disponer
cada empresa distribuidora y quedarán afectos al suministro eléctrico en la
Comunidad de Madrid.
4.12 Plazo para adaptación de medios materiales a lo indicado por la Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008
En la Disposición transitoria Única del Decreto 19/2008 se establecen unos
plazos para que las empresas distribuidoras adapten sus instalaciones y
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medios materiales a lo indicado en el mismo, contando dichos plazos a partir
de la fecha de aprobación de dicho Decreto:
• Un año para adaptar los equipos auxiliares de emergencia y registros de
incidencias. (Fecha de fin: Marzo de 2009)
• Dos años para adecuar las potencias, alimentaciones y líneas de salida
de las instalaciones. (Fecha de fin: Marzo de 2010)
El Decreto tiene en cuenta que estos plazos pueden no ser factibles de
conseguir y permite a las empresas distribuidoras prorrogar dicho plazo en
aquellos casos que así se justifique.
4.13 Régimen sancionador
En la Ley 2/2007 Capítulo I y en la Ley 4/2007 se establece el régimen
sancionador aplicables, determinando la tipificación de las infracciones y las
sanciones aplicables.
En la Ley se distingue entre infracciones muy graves, graves y leves.
Sanciones.
Las cuantías de las multas en función del tipo de infracción son las mismas
que las recogidas en la Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley
54/1997 del Sector Eléctrico:
• Infracciones leves: hasta 600.000 euros
• Infracciones graves: de 600.000,01 hasta 6.000.000 de euros.
• Infracciones muy graves: de 6.000.000,01 hasta 30.000.000 de euros.
Además, una infracción muy grave podrá llevar aparejada la revocación
o suspensión de las autorizaciones administrativas cuyo otorgamiento
sea competencia de la Comunidad Autónoma.
Además para la determinación de las correspondientes sanciones se
tendrán en cuenta las siguientes circunstancias:
• El peligro resultante de la infracción para la vida y salud de las personas,
la seguridad de las cosas y el medio ambiente.
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• La importancia del daño o deterioro causado.
• Los perjuicios producidos por la falta de suministro, en función del
número de personas afectadas y gravedad de la alteración social
producida.
• El grado de participación en la acción u omisión tipificada como
infracción y el beneficio obtenido de la misma.
• La intencionalidad en la comisión de la infracción y la reiteración en la
misma.
• La reincidencia por comisión en el término de un año de más de una
infracción de la misma naturaleza cuando así haya sido declarada por
resolución firme.
La competencia sancionadora corresponde al Consejero con competencia
en materia de energía para sanciones en infracciones leves o graves y el
Consejo de Gobierno de la Comunidad Autónoma para infracciones muy
graves.
4.14 Otros aspectos
• Mantenimiento de instalaciones
- Protocolo de mantenimiento preventivo y predictivo de las
instalaciones actualizado, en el que se recojan todos los trabajos
y actuaciones a realizar así como la periodicidad de los mismos,
que esté a disposición del órgano competente en materia de
energía.
- Inspecciones periódicas, con requerimientos adicionales a lo
dispuesto en la normativa aplicable:
Subestaciones eléctricas en suelo urbano: mínimo cada
dos años.
Centros de transformación: anualmente se escogerá una
muestra de, al menos, un 10 por 100 de los centros de
transformación objeto de inspección periódica por las
empresas distribuidoras en el año inmediatamente anterior.
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• Comunicación de incidencias en el suministro (Artículo 13 del Decreto
19/2008). Se establecen tiempos para informar a las administraciones
competentes sobre determinadas incidencias, en función del número de
suministros afectados y del tiempo de duración de la incidencia:
• Autorizaciones provisionales (Artículo 14 del Decreto 19/2008). Se
establece un procedimiento de autorización provisional de instalaciones
cuyo interés y urgencia sea debidamente justificado:
• Autorización de instalaciones de interés general (Artículo 17 de la Ley
2/2007). Cuando razones justificadas de urgencia o excepcional interés
para garantizar el suministro de energía eléctrica aconsejen el
establecimiento o la modificación de instalaciones, la Consejería
competente en materia de energía podrá declarar el interés general de
las obras necesarias para la ejecución de dichas instalaciones. Los
proyectos de construcción a que se refiere el apartado anterior serán
sometidos al Ayuntamiento interesado para informe. En caso de
urgencia, debidamente motivada, dicho plazo podrá reducirse a la mitad
y si aquella fuera extraordinaria, a diez días.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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5. APLICACIÓN DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID
En los apartados anteriores se han resumido los puntos de la Ley 2/2007 y
del Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, que suponen un incremento
substancial en los requisitos de garantía de suministro eléctrico con respecto a
la normativa que aplica al conjunto del estado.
Estos requerimientos adicionales de calidad, aunque son deseables y están
acorde con los niveles de exigencia que cabrían esperar de una Comunidad
Autónoma con un elevado desarrollo urbano, social y económico, en la práctica
conllevan una mayor inversión en la construcción de nuevas infraestructuras,
en muchos casos redundantes, con un coste por encima de lo reconocido a la
actividad regulada de distribución eléctrica.
En los apartados siguientes se analizarán las consecuencias técnicas y
económicas de la aplicación práctica de los requerimientos superiores
introducidos en el diseño y planificación de las redes de distribución.
5.1 Introducción del criterio de fallo de subestación
Como ya se ha indicado en el apartado 3.3.3.4 de esta tesis, el criterio de
fiabilidad utilizado ampliamente en toda la industria eléctrica es el de fallo
simple de cualquier elemento simple de la red (n-1), como son los
transformadores y líneas. El origen de este criterio es probabilístico, debido a la
muy baja probabilidad de ocurrencia simultánea de dos o más incidentes. Este
criterio de fallo simple está definido por ley para la red de transporte debido a la
repercusión de los incidentes en esta red. Respecto a la red de distribución, el
criterio (n-1) es un criterio ampliamente utilizado, aunque no esté definido por
ley.
Si bien es posible, e incluso en ciertos casos deseable, planificar las redes
de distribución para cumplir criterios de fiabilidad más estrictos, esto debe ser
estudiado y valorado económicamente para evaluar la viabilidad del
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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cumplimiento de los mismos con los niveles de retribución actualmente
reconocidos.
Los requerimientos introducidos por el Decreto 19/2008 suponen de
manera práctica la introducción de un nuevo criterio en la planificación de redes
no contemplado en la planificación tradicional del transporte y de la distribución,
que es mucho más estricto y de menor probabilidad que el fallo simple (n-1) y
que se va a denominar “criterio de fallo de subestación”.
Los requerimientos que marcan la definición de dicho criterio son
principalmente los siguientes:
• Ante cualquier incidencia en media o alta tensión el 70% del mercado
debe poder reponerse en menos de tres horas y el 100% en seis horas.
Al hacer referencia a “cualquier incidencia” debe entenderse que
también deben tenerse en cuenta determinadas incidencias múltiples
como por ejemplo la pérdida de las barras de Media Tensión de una
subestación.
• El Decreto establece el requerimiento de que todo suministro situado en
zona urbana pertenecerá al mercado principal de una subestación y al
menos al mercado secundario de otra, procurando cumplir este criterio
en zonas semiurbanas y rurales.
De la combinación de ambos requerimientos, al menos en zona urbana, se
tendría el criterio de fallo de subestación, ya que ante una incidencia múltiple
que suponga la indisponibilidad completa de una subestación, debido por
ejemplo a un incidente en el embarrado de salidas de Media Tensión, todos los
suministros afectados por ello deben poder ser suministrados desde otras
subestaciones en menos de 6 horas.
Por último, incluso en el propio Decreto 19/2008 se menciona este criterio
cuando se indica que en el Programa periódico exigido anualmente a las
empresas distribuidoras se debe aportar el dato de cobertura del mercado ante
el fallo total en la subestación.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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A continuación se van a desarrollar los siguientes aspectos relacionados
con este nuevo criterio de fallo de subestación:
a) Alcance. Es necesario definir en función del tipo de incidente y su
afección lo que se va a considerar en el alcance del fallo de
subestación.
b) Metodología. Se verá que es necesario modelizar la red y
desarrollar herramientas de análisis.
c) Consecuencias en el desarrollo de las redes de distribución.
Estos aspectos se desarrollan en más detalle a continuación.
5.1.1 Alcance del fallo de subestación
En primer lugar es necesario definir cuál sería el alcance de lo que se
entiende por fallo de subestación, ya que en función del mismo el estudio y sus
resultados serán diferentes.
La aplicación del criterio de fallo de subestación dependerá del tipo de
incidencia y de los sistemas que se consideren afectados por la misma:
• Incidencias que pueden dar lugar a fallo de subestación
Para el fallo completo deben tenerse en cuenta sólo aquellas incidencias
que supongan un fallo múltiple y por lo tanto la pérdida de más de un elemento,
es decir, no aplicarían incidencias como el fallo de aislamiento en un
transformador o el fallo de un interruptor automático ya que serían del tipo
criterio (n-1).
Las incidencias que pueden ocasionar un fallo múltiple son muy poco
probables y pueden tener unos orígenes muy dispares y complejos. Sin
embargo, todas ellas tienen en común la pérdida de uno o varios sistemas en la
propia subestación.
Las incidencias más graves que pueden estar relacionadas con el fallo de
subestación son las siguientes:
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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- Incidencias acompañadas de un incendio en una subestación
urbana, esto provoca gran alarma social principalmente por el
peligro para la seguridad de las personas, pero también por los
daños que pueda provocar en edificios y equipamientos
contiguos. Además ante un incendio se pueden provocar daños
de gran magnitud en la instalación que no pueden ser evaluados
ni comenzar a subsanarse en tanto en cuanto no sea extinguido
el incendio y los equipos de emergencias permitan acceder a la
instalación.
- Incidencias que provocan un daño estructural importante en la
instalación, no originadas por un incendio, como por ejemplo la
caída de vanos de líneas aéreas que sobrevuelan subestaciones
con embarrados de intemperie.
• Sistemas afectados por el fallo de subestación
Como ya se ha indicado, una subestación es una instalación en la que se
realiza la transformación de energía desde niveles de tensión superiores a
niveles de tensión inferiores.
Para realizar esta transformación de energía, la subestación cuenta con los
sistemas principales siguientes:
- Sistema de Muy Alta o Alta tensión, con los equipos necesarios
para disponer de las funciones de línea, transformador, partición y
enlace barras que cada esquema requiera. Estos equipos son
básicamente embarrados, interruptores automáticos,
seccionadores y seccionadores de puesta a tierra y otros equipos
para medida, protección y control como son los propios cableados
de control, los transformadores de intensidad y los
transformadores de tensión. Los sistemas de Muy Alta y Alta
Tensión pueden ir ubicados en interior o en intemperie.
- Sistema de Transformación, con los transformadores de potencia
desde el nivel de tensión superior al nivel inferior. Los
transformadores pueden ir ubicados en interior o en intemperie.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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- Sistema de Media Tensión, con los equipos necesarios para
disponer de las funciones (o posiciones) de línea, transformador,
partición, enlace de barras, y otras funciones para la conexión de
los servicios auxiliares y baterías de condensadores. Estos
equipos son básicamente embarrados, interruptores automáticos,
seccionadores y seccionadores de puesta a tierra y otros equipos
para medida, protección y control como son los propios cableados
de control, los transformadores de intensidad y los
transformadores de tensión. Los sistemas de Media Tensión
pueden ser de interior o de intemperie. En el caso de ser de
interior las protecciones suelen ir ubicadas en cada una de las
posiciones de Media Tensión en armarios diseñados para tal fin.
- Sistemas de medida, control y protección. Por lo general las
subestaciones cuentan con una sala de control en la que se
encuentran unos armarios con los equipos de control, medida y
protección de los sistemas de Muy Alta y Alta Tensión. A estos
armarios llegan, a través de los cableados de control, las señales
necesarias para la medida, el control y las protecciones, como por
ejemplo: órdenes de control y estados de los interruptores
automáticos, medidas de los transformadores de intensidad y
medidas de los transformadores de tensión. En el caso de los
sistemas de Media Tensión los equipos de control y protecciones
no suelen encontrarse en la sala de control, ya que las propias
posiciones del sistema vienen equipadas con unos armarios
incorporados donde alojar los equipos necesarios. En las salas de
control se encuentran además todos los equipos de
comunicaciones necesarios para el telecontrol de la subestación.
- Servicios propios. Los servicios propios de la subestación son
aquellos que dentro de la subestación requieren el uso de energía
eléctrica en Baja Tensión (por ejemplo alumbrado, baterías de
corriente continua para alimentación de los equipos de
comunicaciones, alimentación de los equipos motorizados de los
interruptores etc). Para alimentar dichos servicios se instalan en
la propia subestación transformadores de Media Tensión a Baja
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Tensión desde los que se alimentan los armarios de distribución
en Baja Tensión. Estos transformadores podrán estar en interior o
en intemperie. En función de la criticidad de la instalación estos
sistemas pueden llegar a diseñarse de forma redundante.
- Entrada y salida de líneas. Una subestación no tiene ninguna
razón de ser sin la acometida de al menos una línea de
alimentación en Muy Alta o en Alta Tensión y sin unas líneas de
salida en un nivel de tensión inferior, que puede ser Media
Tensión o Alta Tensión, o ambas. En función del tipo de
instalación y de la zona en la que se encuentre ubicada la
subestación, las líneas de entrada y de salida de la subestación
podrán ser:
Aéreas, en general se tratará de instalaciones de
intemperie en entornos rurales.
Subterráneas por canalización, se tratará de instalaciones
de interior o de intemperie en zonas más urbanizadas,
donde no puedan mantenerse tendidos aéreos.
Subterráneas por galería, se tratará de instalaciones de
interior en zonas urbanas de gran densidad de servicios y
complejidad para canalizar, como es el caso de grandes
ciudades como Madrid o Barcelona.
Otros sistemas que pueden considerarse como secundarios:
- Sistema de control de reactiva. Estos equipos están formados por
un número determinado de botes de condensadores conectados
entre sí en serie y en paralelo para obtener la potencia reactiva
necesaria, y están a su vez conectados a uno de los niveles de
tensión de la subestación, en función de las necesidades de
compensación de reactiva que se tengan.
- Sistemas de protección contraincendios, formados por los
equipos pasivos y activos necesarios para la detección de
incendios y en los casos en los que el criterio de diseño así lo
especifique, para la extinción del mismo.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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- Sistemas de recogida de aceite de los transformadores de
potencia, que tienen como objetivo minimizar el riesgo ante una
eventual pérdida de aceite que pueda dar lugar a un incidente
medioambiental u originar un incendio. Para ello se diseñan las
bancadas de los transformadores con foso de recogida de aceite
y evacuación a depósitos soterrados, estando dichos depósitos
separados una distancia mínima de los transformadores.
Una vez vistos los tipos de incidentes y los sistemas que pueden verse
afectados, los fallos de subestación más graves que podrían ser analizados
son los siguientes:
• Pérdida del sistema de Muy Alta Tensión. El caso más grave sería el de
un incidente, por ejemplo un incendio, que afectara a la sala de celdas
de Muy Alta Tensión en una subestación urbana de tipo interior,
viéndose afectado también el control de dicho sistema. La aparamenta
del sistema de Muy Alta Tensión no podría utilizarse, las líneas de Muy
Alta Tensión estarían en punta en la subestación, lo que supondría el
fallo destructivo y completo del nudo de Muy Alta Tensión. Dado que no
existe alimentación en Muy Alta Tensión, el mercado principal de la
subestación no podría ser atendido en primera instancia por la
transformación instalada en la misma. Por otro lado, el sistema de Media
Tensión (y Alta Tensión si lo tiene) se encontraría según este supuesto
intacto y disponible. Por lo tanto el criterio para simular este tipo de fallo
es de fallo destructivo en Muy Alta Tensión y utilización de las barras de
Media y Alta Tensión como centro de maniobra para alimentar por
retorno parte del mercado principal.
• Pérdida del sistema de Alta Tensión. Sería el caso de un incidente que
afectara a la sala de celdas de Alta Tensión en una subestación urbana
de tipo interior, viéndose afectado también el control de dicho sistema.
La aparamenta del sistema de Alta Tensión no podría utilizarse, las
líneas de Alta Tensión estarían en punta en la subestación, lo que
supondría el fallo destructivo y completo del nudo de Alta Tensión. Dado
que no existe alimentación en Alta Tensión, el mercado principal de la
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subestación que tuviera transformación AT/MT no podría ser atendido en
primera instancia por la transformación instalada en la misma. Por otro
lado el sistema de Media Tensión se encontraría intacto y disponible.
Por lo tanto el criterio para simular este tipo de fallo es el de fallo
destructivo de la Alta Tensión y utilización de las barras de Media
Tensión como centro de maniobra para alimentar por retorno parte del
mercado principal.
• Pérdida del sistema de transformación. Es el caso en el que un incidente
en el cubículo de un transformador afectara a otro u otros
transformadores en cubículos contiguos. En este caso no se produce
pérdida del sistema de Muy Alta Tensión, que sigue funcionando y
dando continuidad a las líneas de MAT, pero se produce la pérdida del
mercado principal de la subestación que sea alimentado por los
transformadores afectados. Por otro lado el sistema de Media Tensión (y
Alta Tensión si lo tiene) se encontraría intacto y disponible. Por lo tanto
el criterio para simular este tipo de fallo es que podrían utilizarse las
barras de Media y Alta Tensión a modo de centro de maniobra para
alimentar parte del mercado principal.
• Pérdida del sistema de Media Tensión. Es el caso de un incidente que
afectase a la sala de celdas de Media Tensión, viéndose afectado
también el control de dicho sistema. Esto puede ocurrir en la mayoría de
las subestaciones, sean urbanas o no, ya que la tendencia actual es
sustituir la aparamenta de intemperie por celdas de interior. La
aparamenta del sistema de Media Tensión no podría en este caso
utilizarse, las líneas de MT estarían en punta en la subestación y el
mercado principal de la subestación atendido desde los embarrados de
MT no podría ser suministrado desde la propia subestación. Por lo tanto
el criterio para simular este tipo de fallo es el fallo destructivo de las
barras de Media Tensión, que en comparación con los casos anteriores,
no podrían ser utilizadas como centro de maniobra y todo el mercado
principal tendría que ser recuperado desde el exterior.
• Pérdida de los sistemas de Muy Alta Tensión, Alta Tensión y Media
Tensión. En este caso se pierden todos los sistemas y el control de la
subestación, el criterio sería el fallo destructivo en todos los niveles
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de tensión, es el fallo menos probable y el que arrojará valores de
mercado afectado más grandes.
• Pérdida de cables en galería. Esto puede deberse al incendio en una
galería de los cables que discurren por ella. En función del nivel de
tensión al que afecte, el análisis de este tipo de fallo equivale a lo
indicado para la pérdida del sistema correspondiente (Muy Alta Tensión,
Alta Tensión o Media Tensión).
Ilustración 21. Ejemplos de fallos destructivos en una subestación MAT/MT
De todo lo anterior se deduce que el fallo de subestación más grave es el
fallo destructivo en todos los niveles de tensión, en el que no es utilizable en
primera instancia ningún elemento de la subestación. Este sería el caso de un
incidente en el que se ve afectado el control de la subestación, las barras,
transformadores y líneas de salida, y en el que el acceso a la instalación para
maniobrar localmente está impedido, por ejemplo por la declaración de un
incendio. En una situación así debería simularse la red en todos los niveles de
tensión como si la subestación en cuestión dejara de funcionar y todo su
mercado debiera ser recuperado desde el exterior.
Dado que el fallo destructivo en todos los niveles de tensión es de muy baja
probabilidad de ocurrencia, en especial en subestaciones de intemperie, se
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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propone la siguiente aplicación del criterio de fallo de subestación a la hora de
evaluar la Potencia No Garantizada y los refuerzos necesarios:
• Aplicación de fallo destructivo en todos los niveles de tensión en
subestaciones de tipo compacto, en las que la aparamenta en todos los
niveles de tensión y la transformación se encuentra en interior. Este tipo
de subestaciones se encuentra principalmente en entornos urbanos.
• Aplicación de fallo destructivo en el sistema de Media Tensión, para
aquellas subestaciones en las que sólo las celdas de MT se encuentren
dentro de un edificio.
5.1.2 Metodología de estudio del fallo de subestación
El estudio de fallo de subestación deberá realizarse para cada uno de los
sistemas que puedan verse afectados en función de la hipótesis de fallo
analizada, según lo indicado en el apartado 5.1.1.
Con el fin de obtener los resultados más fiables y aproximados a la
realidad, se propone para el estudio del fallo de subestación en cada sistema
(Muy Alta, Alta y Media Tensión) la metodología siguiente:
• Elaboración de un modelo de la red de cada sistema en los escenarios
de estudio, donde se encuentren representadas las características
técnicas, la topología de la red, la operación y las demandas previstas
para ese escenario (punta de verano o punta de invierno).
• Simulación del fallo del sistema correspondiente de la subestación, es
decir, del sistema de Media Tensión si se está trabajando en un modelo
de red en ese nivel de tensión. La hipótesis de fallo propuesta en el
apartado 5.1.1 es la de fallo destructivo que equivaldría a simular la
apertura de todos los interruptores del sistema y recuperación del
mercado desde el exterior de la subestación. Esta simulación debe
realizarse aplicando los criterios de sobrecargas máximas admisibles
según lo indicado en el apartado 3.3.3.3. De esta simulación se obtendrá
el valor de mercado que no es posible atender cuantificado por la
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Potencia No Garantizada correspondiente, de acuerdo con lo indicado
en el apartado 3.3.3.4.
En el caso del estudio del fallo completo del sistema de Media Tensión, es
necesario tener modelada la red de MT con un grado de exactitud suficiente
que considere apoyos realistas. Sin embargo, la elaboración y mantenimiento
de este modelo será de una dificultad elevada si no se dispone de aplicaciones
que faciliten la creación de modelos de red de MT, debido a las siguientes
razones:
• La red de MT está formada por un gran número de elementos: líneas,
elementos de maniobra, barras de centros, transformadores MT/BT, etc,
cuya representación puede resultar muy compleja, con un gran número
de interconexiones, y daría lugar a modelos de red con un número muy
elevado de nudos y difíciles de mantener actualizados (en especial en
comparación con la de Muy Alta Tensión).
• En el modelo sería necesario contemplar las demandas a nivel de
subestación, línea de Media Tensión y centros, con un gran número de
suministros conectados. Estas cargas pueden ir además variando con el
crecimiento de la demanda y la incorporación de nuevos suministros,
que en una red tan dinámica y de rápida evolución como la de Media
Tensión puede ser muy complejo de mantener actualizado (en especial
en comparación con la de Muy Alta Tensión).
• Para que la representación de la red de Media Tensión sea completa es
necesario además disponer de los estados de los elementos de
maniobra con la operación actualizada para el escenario en estudio. Es
decir, un modelo de red con una demanda concreta se corresponde con
un estado de operación determinado, si la operación no está actualizada
se estará falseando el modelo.
Por otro lado, el estudio del fallo de subestación en el sistema de Media
Tensión partiendo de un modelo de red realista será también de elevada
complejidad. Esto es debido a que la red de distribución en Media Tensión está
muy anillada, especialmente en las zonas urbanas, siendo posible recuperar el
mercado afectado por una incidencia desde varios apoyos diferentes, lo que
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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representa una dificultad mayor a la hora de analizar el fallo de subestación.
Por ejemplo, en el caso de una subestación que tuviera 20 salidas de Media
Tensión, la simulación del fallo destructivo de barras de MT equivaldría a la
apertura de los veinte interruptores de línea en la subestación. Dado que la
operación en MT es radial, para cada una de las veinte salidas sería necesario
actuar como el operador de un centro de control que fuera abriendo y cerrando
los elementos de maniobra para ir recuperando el mayor mercado posible,
intentando utilizar además los apoyos óptimos. Esto supone que para cada
subestación es necesaria la simulación de un gran número de maniobras y
localización y elección de los mejores apoyos posibles, además de depender el
resultado final del conocimiento de la red que tenga la persona que realiza la
simulación.
Por las razones indicadas, es decir, dificultad para la elaboración del
modelo de red de Media Tensión y la complejidad del análisis de fallo de
subestación en este sistema, debe ser prioritario para las empresas
distribuidoras el desarrollo de herramientas que sistematicen los estudios de la
red de MT. En caso contrario, el estudio consumirá un elevado número de
horas/hombre e incluso, de no disponerse de un modelo de red cercano a la
realidad, podrá dar resultados de mercado afectado alejados de la realidad.
La aplicación más extendida a nivel mundial para el análisis de redes de
transporte es el PSS/E de la empresa PTI, por su probada robustez y fiabilidad
en los resultados obtenidos. Dicha herramienta es utilizada por las empresas
transportistas, pero también por las empresas distribuidoras para el análisis de
sus redes de Muy Alta y Alta Tensión. Sin embargo su aplicación, aunque
factible, no está extendida para el análisis de redes radiales en Media Tensión.
Por otro lado el PSS/E puede ser usado conjuntamente con el lenguaje de
programación Python para generar herramientas a medida del usuario.
Por todo lo anterior, el uso del PSS/E para el análisis de redes de Media
Tensión presenta las siguientes ventajas:
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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• Conocimiento de la aplicación PSS/E en las empresas distribuidoras,
que la utilizan para el análisis de redes de Muy Alta Tensión y Alta
Tensión.
• Una única herramienta para el análisis de redes en todos los niveles de
tensión, por lo tanto focaliza la formación en una única herramienta y se
reduce el coste en licencias con respecto al uso de varias aplicaciones.
• Es una aplicación de gran fiabilidad y robustez, demostrado por su
aplicación extendida a nivel mundial en las empresas de transporte.
• Posibilidad de desarrollar programas en el lenguaje Python para
disponer de herramientas a medida de las necesidades del usuario.
• La aplicación ha mejorado mucho en las últimas versiones en cuanto a la
representación gráfica y manipulación de la red, permitiendo por ejemplo
realizar operaciones apertura-cierre sobre el gráfico o modelar nuevas
instalaciones de forma sencilla (líneas, centros, subestaciones, etc) lo
cual facilita el análisis de los refuerzos de red. Aunque estos aspectos
deben mejorarse en versiones posteriores, la situación actual ya permite
el uso en redes de Media Tensión de forma relativamente cómoda. En la
Ilustración siguiente se puede ver la representación esquemática de la
red de MT en PSS/E:
Ilustración 22. Representación de red de Media Tensión en PSS/E
Salidas de MT de Subestación
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Aunque no es objeto de esta tesis profundizar en el desarrollo de dichas
herramientas, se indican a continuación las aplicaciones mínimas que deberían
desarrollarse, partiendo de la aplicación PSS/E como base para el cálculo del
fallo de subestación en la red de Media Tensión:
• Herramienta para la generación de casos base en formato de PSS/E.
Dicha herramienta tendría los siguientes datos de entrada, tomados en
una fecha determinada:
- Características técnicas de la red (secciones de las líneas,
resistencias, reactancias, longitudes de línea, transformadores,
etc), es decir, equivale el inventario de la red en ese momento.
- Topología de la red, es decir, la conectividad entre los diferentes
elementos que conforman la red y que le confieren la estructura
que tiene en ese momento.
- Estados de los elementos de maniobra, es decir, la operación real
en el momento en el que se representa la red. Cada elemento de
maniobra tendría dos estados posibles: abierto o cerrado.
- Medidas reales de transformadores y líneas en el momento para
el que se realiza el caso base.
Partiendo de todos estos datos se debería obtener el modelo de red en
formato fichero tipo “.raw” de un momento concreto (día y hora) para ser
utilizado en PSS/E. Además hay una serie de aspectos que mejorarían la
herramienta de obtención del caso base:
- Dada la gran cantidad de elementos que conforman la red de
distribución, el número de nudos del caso base si se realiza la
conversión al modelo de forma directa puede hacer inviable su
utilización, por lo que debería aplicarse algún tipo de algoritmo
que permitiera la reducción del número de nudos (concentrando
por ejemplo todos los elementos de maniobra y barras de un CT
en un solo nudo y trasladando la maniobra a las líneas de salida).
- En general, las empresas distribuidoras disponen de
representación gráfica (esquemática y cartográfica de sus redes),
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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por lo que dicha representación debería tenerse en cuenta en la
generación del modelo para obtener ficheros tipo “.drw” de
gráficos PSS/E. Estas representaciones facilitarán el manejo del
modelo y el estudio de los resultados.
- Debería guardarse día a día la información de los datos de
entrada necesarios para generar el modelo, así el usuario podrá
generar el caso base del día que le interese, sin necesidad de
mantener un caso base de partida antiguo que deba ser
actualizado periódicamente.
• Desarrollo de un algoritmo que simule de forma sistemática el fallo de
subestación, usando el lenguaje de programación Python, para ser
utilizado a su vez como herramienta sobre el caso base en PSS/E. La
base del algoritmo sería la localización de los máximos apoyos
disponibles en cada caso y el restablecimiento del mercado desde
dichos apoyos. Una mejora a este algoritmo sería considerar las
posibles descargas de los propios apoyos, es decir, si el apoyo desde
una línea se encuentra al límite de su capacidad, permitir descargar este
apoyo hacia otras líneas para, una vez descargado el apoyo, poder
utilizarlo para reponer el mercado afectado. En la realidad este tipo de
trasvases suelen ser realizados en grandes incidentes, por lo que los
valores obtenidos de PNG considerando las descargas se acercarán
más a la realidad.
Los resultados mínimos que se deberían obtener del programa de
simulación de fallo para cada subestación serían:
- el valor de la Potencia No Garantizada
- potencias trasvasadas al resto de subestaciones
- representación gráfica en PSS/E del mercado que queda sin
suministro
- listado de maniobras de apertura-cierre realizadas por el
programa para llegar a ese resultado.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Una vez obtenidos los valores de PNG distintos de cero y las zonas que
quedan afectadas sin suministro, podrían estudiarse y modelarse en el propio
PSS/E los desarrollos de red necesarios para solucionar el problema
detectado.
Por último indicar la ventaja que representa la aplicación de la herramienta
PSS/E junto con el lenguaje Python para desarrollar otra serie de programas
que permitan el análisis sistemático de fallos como el N-1 de líneas de Media
Tensión, N-1 de transformadores e incluso programas de optimización de la
operación.
5.1.3 Consecuencias en el desarrollo de redes de distribución
Aunque el criterio tradicional de planificación de redes aplicado por todas
las empresas distribuidoras es el de fallo simple (n-1), es posible diseñar la red
para soportar incidentes más graves como es el fallo de subestación, a costa
de un lógico incremento de inversión, que será muy variable en función de la
red existente y la posibilidad de realizar los refuerzos más óptimos en la red.
Por lo tanto, partiendo de las herramientas de análisis que se encuentren a
disposición de cada una de las empresas distribuidoras y aplicando los
requerimientos introducidos por el Decreto 19/2008 cada empresa debe evaluar
el grado de cumplimiento de estos requisitos, en especial el cumplimiento del
nuevo criterio de fallo de subestación bajo las hipótesis indicadas en el
apartado 5.1.1.
Es de esperar que esto tenga las siguientes consecuencias en el desarrollo
de las redes de distribución, en mayor o menor medida en función del grado de
cumplimiento de cada empresa distribuidora:
• Las redes de MT en zonas urbanas deberán estar adaptadas para
realizar grandes trasvases de potencia entre unas subestaciones y otras.
En este sentido, como se indicó en el punto 3.4.2.2, las redes urbanas
del tipo Centro de Reparto con alimentadores responderán mejor ante
fallo de subestación (en especial el destructivo de barras de Media
Tensión) que las redes de tipo Centro Reflejo con circuito de apoyo.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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• La aplicación práctica del criterio de fallo de subestación tiene como
consecuencia que serán necesarias nuevas inversiones en
infraestructuras, coste que no ha sido evaluado a la hora de aprobar la
reglamentación de las Comunidades:
- Será necesaria la construcción de nuevas líneas de Alta Tensión
y de Media Tensión para hacer frente a los trasvases de potencia.
En el caso de Media Tensión serán especialmente nuevos
circuitos alimentadores procedentes de subestaciones de apoyo y
nuevos centros telemandados (especialmente del tipo Centro de
Reparto).
- Será necesaria la construcción de nuevas subestaciones para
disponer de la reserva de potencia como mercado secundario
ante fallo completo. Aplicando la hipótesis del fallo destructivo de
todos los sistemas en instalaciones con varios niveles de tensión
MAT/AT/MT (por ejemplo, subestaciones 132/66/20 kV, o
subestaciones 220/45/15 kV) los valores de PNG serán no sólo
los de la propia transformación a Media Tensión, sino también los
de las Subestaciones que se alimenten de la red de reparto de
Alta Tensión. En estos casos la solución para cumplir con la Ley
sería por ejemplo duplicar la subestación, introduciendo unos
costes muy elevados al sistema.
En zonas donde existe convivencia de redes de diferentes distribuidores
con el mismo nivel de tensión será conveniente analizar la viabilidad de
establecer puntos de apoyo mutuo ante grandes incidentes.
Además deben diseñarse las subestaciones para minimizar el riesgo de
grandes incidentes:
- En subestaciones compactas debería tenderse a la aplicación de
sistemas pasivos para disminuir el riesgo de incendios, como por
ejemplo la compartimentación más independiente posible de los
sistemas de la subestación, de forma que se disminuya el riesgo
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de afección de un incidente en una parte de la subestación al
resto de equipos. Por ejemplo:
Los transformadores deberían situarse en cubículos
independientes.
Los módulos de celdas de MT deberían separarse
físicamente entre sí para evitar la pérdida completa del
embarrado de MT.
Todos los cables subterráneos de entrada y salida de la
subestación deberían ser cables secos no propagadores
de llama, de forma que un incendio en la parte de cables
en la galería de la subestación no se propague y afecte al
resto de la instalación y viceversa.
- Existencia de sistemas activos de detección y extinción de
incendios eficientes para aplicación en los sistemas ubicados en
edificio.
- En subestaciones de intemperie debe evitarse la existencia de
circuitos aéreos por encima de embarrados de cualquier nivel de
tensión, para evitar incidentes en los que el vano de la línea
pueden caer sobre el embarrado y dejarlo indisponible.
5.1.4 Ejemplo práctico de aplicación de fallo total
A continuación se desarrolla un ejemplo práctico sencillo de aplicación de
fallo de subestación, tomando como base un caso real de la red de la
Comunidad de Madrid en un municipio con calificación zonal de semiurbano
pero muy próximo al límite de urbano, cuya demanda se alimenta desde una
subestación situada en el propio municipio.
En la figura siguiente se ha representado la subestación que alimenta este
municipio, con una potencia instalada a Media Tensión de 120 MVA mediante 3
transformadores de 40 MVA cada uno. Dicha subestación es de intemperie,
salvo las celdas de Media Tensión que son del tipo Doble Barra y se
encuentran dentro de un edificio. Además está representada la red de Media
Tensión, que cuenta con tres centros de reparto (CR) conectados a la
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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subestación a través de varios circuitos alimentadores, y varias interconexiones
con otras subestaciones situadas en otros municipios.
Ilustración 23. Ejemplo de red de MT alimentada desde una Subestación
En este caso se ha tomado una situación de punta de demanda en
subestación correspondiente a 72,8 MW. Esto supone que en situación de
punta la subestación se encuentra al 60,6%, y ante el fallo simple de un
transformador la subestación no tendría PNG y podría recuperarse la carga a
través del apoyo interno de la propia subestación.
En esta situación, desde el punto de vista de los criterios de planificación
utilizados tradicionalmente, no sería necesario realizar inversiones en la red del
municipio en el corto y medio plazo. En todo caso, y debido al crecimiento de la
demanda de años futuros por la conexión de nuevos suministros importantes,
sería necesaria la construcción de nuevas infraestructuras imputables a dichos
nuevos clientes.
Se supone a continuación la aplicación del criterio de fallo destructivo de las
barras de Media Tensión. Se aplica para este cálculo la metodología descrita
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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en el apartado 5.1.2. En este caso los apoyos de la red exterior no pueden
asumir toda la potencia de la instalación, arrojando un valor de PNG de 67,3
MW.
En la figura siguiente puede verse todo el mercado afectado por el fallo
completo, que representa la práctica totalidad del municipio.
Ilustración 24. Ejemplo de mercado afectado por el fallo de subestación
La solución a esta situación pasaría por la construcción de otra nueva
subestación, independiente de la anterior, que permita asumir la PNG ante el
fallo de la primera. En la figura siguiente se ha representado dicha nueva
subestación, conectada a la red de Media Tensión, concretamente a los
Centros de Reparto, mediante una red mínima de alimentadores para poder
soportar el fallo. Modelando la nueva subestación y la red de MT mínima, y
volviendo a aplicar las herramientas para el cálculo de PNG por fallo
destructivo, el valor de la PNG sería cero.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Ilustración 25. Ejemplo de resolución de PNG por fallo de subestación
El valor estimado del coste de esta solución para la resolución de la PNG
de fallo total de la subestación de este ejemplo asciende a unos 11,5 mill€:
Inversiones necesarias para cumplimiento fallo de Subestación - Municipio con una ST Unidades TOTAL Nueva Subestación AT/MT con potencia mínima instalada 70 MVA 1 9.375.000 Alimentación a nueva subestación en AT (metros) 2.100 950.000 Nueva red de MT (metros) 8.000 1.200.000
TOTAL 11.525.000
Independientemente del coste de este ejemplo concreto, la conclusión que
se puede sacar por la aplicación del criterio de fallo total es que afloraría una
inversión en el horizonte del corto plazo no planificada previamente, lo que
como se verá en los apartados siguientes representa a nivel global de cada
empresa distribuidora un incremento de las inversiones necesarias no
contemplado en la retribución de la actividad.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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5.2 Conexión de nuevos suministros
El Decreto 19/2008 establece que la empresa distribuidora deberá poner a
disposición de todos los nuevos suministros en zona urbana un punto de
conexión que pertenezca al mercado principal de una subestación y al mercado
secundario de otra. Según esto no podría darse un punto de conexión
alimentado desde transformadores distintos de una misma subestación, y por lo
tanto la red diseñada para el nuevo suministro debería cumplir con los criterios
establecidos por el Decreto en cuanto a garantía de suministro, como es el
criterio de fallo completo de subestación.
Para ilustrar cómo modifica este criterio la definición de los puntos de
conexión en zona urbana se plantea un supuesto sencillo. Se supone una
solicitud de suministro de 8 MW en Media Tensión, situada en el entorno de la
subestación A, en la que se dispone de tres transformadores con capacidad
suficiente para atender la potencia solicitada.
Según el criterio tradicional de fallo simple (n-1) se le podría dar el punto de
conexión en la subestación A, y dado que el suministro debe ser anillado se le
anillaría conectando a otro transformador diferente de la misma subestación
“A”:
Sin embargo, según el criterio introducido por el Decreto 19/2008 el punto
de conexión sería por un lado en la subestación A, que sería el mercado
principal, anillando contra la subestación B que sería el mercado secundario.
Esto sería factible suponiendo que la subestación B tenga margen para asumir
el mercado secundario de la subestación A más el del nuevo suministro. En
ST “A” ST “B” Nuevo suministro 8
MW ST “A”
Doble circuito en MT desde trasformadores diferentes de la subestación “A”
Ilustración 26. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde una subestación
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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caso contrario sería necesaria una tercera subestación para poder cumplir con
el suministro del mercado secundario.
La primera conclusión que se puede sacar de lo anterior es que el diseño
de las instalaciones de extensión para dar el punto de conexión de nuevos
suministros en zona urbana según el Decreto 19/2008 requerirá un mayor
desarrollo de infraestructuras que lo necesario para cumplir el criterio
tradicional de fallo simple (n-1).
Por otro lado, en el Capítulo II del RD 1955/2000 y en el Capítulo IV Artículo
9 Punto 3 del RD 222/2008 se regulan las condiciones de las acometidas
eléctricas y demás actuaciones para atender el suministro, indicándose lo
siguiente:
“las condiciones técnico-económicas sobre el nivel de tensión, el punto de
conexión y la solución de la alimentación eléctrica para los nuevos suministros
serán determinados por el Gestor de la Red de distribución, que deberá tener
en cuenta criterios de desarrollo y de operación al mínimo coste de las redes
de distribución garantizando la calidad de suministro.”
“Para el resto de las instalaciones de nueva extensión necesarias para
atender las solicitudes de nuevos suministros o ampliación de los existentes,
con base en las condiciones técnico y económicas a las que se refiere al
ST “A” ST “B” Nuevo suministro 8 MW ST “A”
Simple circuito en MT desde la subestación “A” y desde la subestación “B”
Ilustración 27. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde dos subestaciones
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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apartado 3 de este artículo, el coste será de cuenta de sus solicitantes, sin que
proceda el cobre de derechos de extensión” (Excepto solicitudes de menos de
100 kW en BT y menos de 250 kW en Alta Tensión en suelo urbanizado, para
los que el coste será por cuenta del distribuidor cobrando derechos de
extensión)
Por lo tanto, dado que los nuevos suministros a los que aplica el apartado
anterior tienen que asumir el coste de las instalaciones de nueva extensión
cumpliendo con los criterios introducidos por el Decreto 19/2008, la segunda
conclusión que se puede sacar es que los nuevos suministros en zona urbana
tendrán que asumir mayores costes de las nuevas infraestructuras que si se
aplicara el criterio de fallo simple (n-1).
5.3 Utilización de equipos móviles de emergencia
EL Decreto 19/2008 tiene en cuenta que parte de la potencia del mercado
principal de una subestación puede ser suministrada en caso de incidente
desde equipos auxiliares de emergencia como son:
• Grupos electrógenos
• Subestaciones móviles
En este sentido el Decreto 19/2008 indica que la entrada de alimentaciones
y salida de los conductores de toda subestación se diseñará de tal modo que,
en caso de incidente, pueda llevarse a cabo una rápida conexión de los
equipos auxiliares de emergencia que resulten necesarios, de forma que todo
el mercado principal atendido por la misma quede cubierto, bien a través del
sistema fijo de distribución que continúe estando operativo o bien a través de
dichos equipos.
Además, en el diseño de las nuevas subestaciones que no dispongan en su
entorno de espacio suficiente o adecuado para la instalación de subestaciones
móviles de auxilio, deberá preverse dentro del propio recinto una zona
destinada a tal fin.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Las subestaciones móviles son equipos tradicionalmente utilizados ante
situaciones de emergencia como la pérdida de un transformador (criterio de
fallo simple), por lo que su esquema básico consta de una posición de AT, un
transformador y en algunos casos un sistema de MT con un número mínimo de
posiciones en dicho nivel.
Su aplicación ante situaciones de gran incidente como el fallo de
subestación hace que deban adaptarse incluyendo nuevos desarrollos más
flexibles. Esto se consigue mediante sistemas modulares, como por ejemplo:
• Módulos de celdas Media Tensión móviles. En un contenedor móvil se
introducen las celdas de MT aisladas en SF6, con el número de
posiciones que permita recuperar por lo menos la carga del
transformador de más potencia. En estos contenedores se pueden
incluir los servicios de control y servicios auxiliares necesarios para su
funcionamiento autónomo.
• Módulos de celdas de Alta Tensión móviles (por ejemplo 45 o 66 kV). La
filosofía es la misma que el contenedor de celdas de MT, pero con el
número de posiciones que sea necesario para restablecer como mínimo
un transformado AT/MT, y dar continuidad a la red de AT si es
necesario.
• Módulo de celdas de 132 kV. Al igual que en los casos anteriores debe
ser aparamenta del tipo SF6. Debido al tamaño y la dificultad del
transporte por carretera, las funciones que cabría esperar en este tipo de
instalación serían las básicas de Línea y Trafo.
• Transformadores móviles, con las relaciones de transformación y
potencias necesarias para cumplir con los requerimientos establecidos.
Aunque en teoría el uso de equipos móviles podría suministrar una parte
importante del mercado afectado ante grandes incidentes en zonas urbanas, en
la práctica se encuentra con una serie de inconvenientes que pueden hacer
inviable en algunos casos su uso:
• En zonas de gran densidad de población la tendencia desde hace años
es utilizar transformaciones directas desde el nivel de transporte (220kV)
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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al nivel de MT. Los equipos móviles de celdas de 220 kV no son
responsabilidad de las empresas distribuidoras. En cuanto a los
transformadores móviles de 220 kV a MT no se conocen diseños en este
sentido, y es de esperar que haya inconvenientes de tipo técnico, entre
otras razones por el tamaño de los mismos. Por ello no sería de
aplicación la instalación de equipos móviles en subestaciones 220/20
kV, salvo en el caso de que el incidente sea en celdas de MT en cuyo
caso sería aplicable el módulo de celdas móviles de MT.
• En muchas de las subestaciones de interior existentes desde hace años
en zonas urbanas no se tuvo en cuenta en su diseño original la
necesidad de reservar espacio para equipos móviles de emergencia
como los indicados, por lo que su ubicación debería realizarse en caso
de necesidad en el exterior. Esto a su vez puede ser también
problemático, por la falta de espacio en las calles adyacentes o la falta
de una ubicación técnicamente adecuada. Por ello debe estudiarse para
cada subestación de interior la implantación de equipos móviles en su
exterior, y en caso de existir alternativa de ubicación exterior debería
informarse a las autoridades con el fin de dejar prevista esa necesidad y
la conexión de cables en caso de gran incidente.
• Los tiempos necesarios para la conexión de subestaciones móviles a
redes de Muy Alta Tensión subterráneas es muy superior a las tres
horas que requiere el Decreto, debido a la necesidad de abrir la línea
subterránea en un punto y confeccionar los empalmes necesarios para
la conexión al equipo móvil de emergencia. Por ejemplo, en redes de
132 kV, el tiempo para poder conectar el equipo móvil de emergencia a
la red subterránea como mínimo sería de 36 horas, utilizando tipos de
empalmes pre-confeccionados para cable seco que son más rápidos
que los empalmes tradicionales. En las figuras siguientes se representa
el fallo de la Subestación B alimentada en 132 kV y la necesidad de abrir
la línea de 132 kVpara alimentar la subestación móvil.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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Por todo lo anterior, sin perjuicio de que el uso de equipos móviles pueda
ser válido en determinados casos, en general en zonas urbanas de grandes
núcleos de población con subestaciones de interior y redes subterráneas de
Muy Alta Tensión, la instalación de equipos móviles no cumpliría con el criterio
de restablecimiento del 70% del mercado en 3 horas y el 100% en 6 horas ante
grandes incidentes como el fallo destructivo de una subestación.
Una solución para la conexión de subestaciones móviles en grandes
núcleos de población sería recuperar los niveles intermedios de Alta Tensión
(por ejemplo 45 kV en Madrid Capital), que se han ido dejando de utilizar por el
Subestación B
Línea 132 kV
?X
X Empalme
36 h Subestación B
Subestación A
Ilustración 28. Conexión de cable subterráneo 132 kV a subestación móvil
Subestación A
Subestación móvil 132/MT
Subestación móvil 132/MT
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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uso de las transformaciones directas desde MAT. Las redes de Alta Tensión
que sería necesario recuperar deberían ser las mínimas necesarias para la
conexión de subestaciones móviles en las ubicaciones que se hubieran
estudiado para el fallo de cada subestación. Si además se construye en cada
uno de esos puntos un centro de maniobra en Alta Tensión con posiciones para
la conexión de móviles se reducirían notablemente los tiempos de reposición
(por ejemplo entrada-salida y posición de línea conexión a la subestación
móvil), pudiendo llegar a cumplirse entonces los requerimientos del Decreto
19/2008.
Sin embargo, la solución anterior puede resultar inviable si deben
construirse nuevas redes de Alta Tensión y mantener las transformaciones
MAT/AT para su alimentación.
Por lo tanto, sin perjuicio del uso de equipos móviles ante algunos
incidentes, la solución definitiva en zonas urbanas sería diseñar la red de
distribución en Media Tensión de forma que ante un gran incidente como el
fallo destructivo de subestación, el mercado principal pueda recuperarse a
través del mercado secundario del resto de subestaciones, aplicando la
metodología y el desarrollo de redes indicados en los puntos 5.1.2 y 5.1.3.
Subestación B
X Línea 132 kV
Línea 45 kV
Subestación 1 MAT/45 kV
Subestación 2 MAT/45 kV
Conexión 45 kV
Subestación móvil 45/MT 132/MT
Ilustración 29. Alternativa de conexión de subestación móvil a red AT (45 kV)
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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5.4 Riesgos de incumplimiento
5.4.1 Incumplimiento de calidad de suministro
La calidad de suministro en la Comunidad de Madrid es la que ha tenido los
mejores valores de TIEPI en todos los años que existen datos comparativos
homogéneos puestos a disposición por el Ministerio de Industria, Energía y
Comercio y corrigiendo el valor de Ceuta del año 2.006, por lo que no es de
esperar incumplimientos en este sentido.
TIEPI TOTAL
COM. AUTÓNOMA 2003 2004 2005 2006
ANDALUCÍA 4,09 4,60 3,25 2,39ARAGÓN 3,00 2,01 1,51 1,32ASTURIAS 1,39 1,45 1,27 1,86BALEARES 7,49 3,25 2,20 1,83CANARIAS 4,38 2,57 9,25 1,38CANTÁBRIA 1,67 2,16 1,56 1,60CASTILLA-LEÓN 2,04 1,63 1,56 2,12CASTILLA-LA MANCHA 2,61 2,24 1,99 2,61CATALUÑA 3,01 1,84 1,57 1,79EXTREMADURA 3,96 3,36 2,54 2,62GALICIA 2,46 2,28 1,63 2,62LA RIOJA 1,60 1,88 1,39 1,92MADRID 1,20 1,21 1,07 1,26MURCIA 2,92 2,28 2,21 3,56NAVARRA 2,17 2,55 1,39 1,40PAIS VASCO 1,59 1,36 1,54 1,89C.VALENCIANA 2,76 2,54 2,15 2,40CEUTA 0,47 5,04 3,34 9,14MELILLA 10,66 29,30 7,33 4,20 Total Nacional 2,86 2,42 2,18 2,04
Tabla 9. TIEPI 2003-2006 por Comunidad Autónoma
5.4.2 Incumplimiento requerimientos Ley 2/2007 y Decreto 19/008
Del incumplimiento de los criterios de garantía adicionales introducidos por
la Ley 2/2002 y el Decreto 19/2008, como por ejemplo el fallo de subestación y
los tiempos de reposición, podrían derivar sanciones a las empresas
distribuidoras y transportistas.
Las penalizaciones de la Ley 2/2007 son extremadamente elevadas tanto
en su definición como en el importe económico, y son del mismo orden que las
existentes en la regulación básica del sector eléctrico para infracciones muy
severas (Ley 17/2007 del 4 de Julio de 2007que modifica la Ley 54/1997):
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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• Las infracciones leves, con multa de hasta 600.000 euros
• Las infracciones graves, con multa de 600.000 euros hasta 6.000.000
euros
• Las infracciones muy graves, con multa de 6.000.000 hasta 30.000.000
euros
En la definición de infracciones se encuentran por ejemplo las siguientes
situaciones:
Infracciones graves (Artículo 21 apartado 2.2 de la Ley):
• La interrupción de la prestación del servicio de suministro eléctrico,
cuando el número de suministros afectados o la duración de la misma
sean superiores a los límites establecidos en la normativa vigente.
• El incumplimiento de lo dispuesto en el artículo 7.2 de la presente Ley
cuando de ello no se deriven graves perjuicios para la población
afectada. El Artículo 7.2 está relacionado con los tiempos de atención de
incidencias y tiempos de reposición y normalización del servicio (ver
apartado 6.7 de esta tesis). En este sentido se incumpliría en toda
incidencia en AT o MT en la que el tiempo de reposición del 100% del
mercado afectado fuera superior a 6 horas, independientemente del tipo
de zona de suministro al que afecte (urbana, semiurbana, rural
concentrada o rural dispersa)
Infracciones muy graves:
• Las infracciones graves cuando durante los tres años anteriores a su
comisión hubiera sido impuesta al infractor sanción firme por el mismo
tipo de infracción.
Se entiende que la aplicación de este régimen sancionador va dirigido a
evitar grandes incidentes, como los ocurridos por la pérdida completa de
subestaciones que alimentan a los grandes núcleos de población, pero de su
aplicación directa sobre todo tipo de incidencia pueden derivar costes
desproporcionados para las empresas distribuidoras.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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A continuación se ha realizado un ejercicio de cuantificación de las posibles
sanciones aplicables en un año a una empresa distribuidora, realizando para
ello una consulta al sistema de registro de incidencias durante los cuatro
primeros meses del año 2008 en el ámbito de la Comunidad de Madrid. En
estos meses se detectan 26 situaciones en las que se excede el tiempo
máximo de 6 horas para la reposición total del último cliente, ninguno de ellos
relacionado con gran incidente en zona urbana. De las 26 situaciones
detectadas, 8 se refieren a incidencias en red de BT de centros de
transformación, que se excluyen de los supuestos según el Artículo 7.2 de la
Ley. En las 18 situaciones restantes se podría llegar a aplicar una infracción
grave a la primera y las siguientes podrían ser todas ellas muy graves, por
haberse repetido en menos de tres años.
La cuantía anual estimada, extrapolando esta situación a un año completo,
podría oscilar entre 307.8 M€ y 1.548 M€ a discreción del regulador. Estos
valores pretenden dar sólo órdenes de magnitud y dependerán en cada caso
de la empresa distribuidora y el año de incidencias analizado.
Cuatro
meses
Sanción
mínima anual
Sanción máxima
anual
Incidencias muy graves 17 306.000.000 1.530.000.000
Incidencias graves 1 1.800.000 18.000.000
TOTAL 307.800.000 1.548.000.000
Tabla 10. Rango de sanciones
Del análisis de estos valores tan elevados a la vez que variables se puede
obtener como conclusión que la pretensión del regulador no sea exigir la
aplicación literal de la ley, salvo en aquellos casos en los que se produjeran
grandes incidentes, puesto que de dicha aplicación literal se derivarían unos
importes de sanciones en muchos casos desproporcionados. Además de la
inseguridad jurídica que esto provoca, plantea el problema de que estas
penalizaciones pueden ser exigidas por cualquier ciudadano que sufra un corte
de suministro superior a seis horas, en cuyo caso el regulador difícilmente
podría evitar la imposición de las sanciones mínimas (que para el supuesto
anterior se han estimado en 307,8 M€ anuales).
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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5.4.3 Incumplimiento de plazos
El Decreto 19/2008 establece los siguientes plazos:
• Antes del 16 de Abril de 2009, todo suministro situado en zona urbana
pertenecerá a un mercado principal y, al menos, a un mercado
secundario antes del 16 de abril de 2009.
• Plazo de un año para adaptar los equipos auxiliares de emergencia y
registros de incidencias. Según esto la fecha límite sería 14 de Marzo de
2009.
• Plazo de dos años para adecuar las potencias, alimentaciones y líneas
de salida de las instalaciones a lo indicado en el Decreto 19/2008.
Según esto la fecha límite sería 14 de Marzo de 2010.
El Decreto tiene en cuenta que estos plazos pueden no ser factibles de
conseguir y permite a las empresas distribuidoras prorrogar dicho plazo en
aquellos casos que así se justifique. Esta situación puede darse en la mayoría
de los casos en los que para cumplir con los requerimientos establecidos por el
Decreto 19/2008 sean necesarias nuevas subestaciones y nuevas líneas de
MAT, AT y MT, por lo que en este aspecto el cumplimiento del Decreto 19/2008
resultaría en la práctica inviable.
Esto es debido a que los plazos para la obtención de todos los permisos y
autorizaciones necesarios para iniciar la construcción de una nueva
infraestructura son elevados y pueden superar en algunos casos el plazo de
dos años establecido como límite. Algunos de los puntos más críticos en los
plazos para el desarrollo de infraestructuras son:
• Obtención de suelos con la calificación urbanística adecuada y que sean
además técnicamente viables para la construcción de nuevas
subestaciones. En algunos casos, debido al rechazo social que
provocan las nuevas instalaciones, los terrenos que se ponen a
disposición de las empresas distribuidoras suelen estar muy alejados de
los centros de carga, con el consiguiente mayor desarrollo de la red de
Media Tensión necesaria, y las parcelas no cumplen los requisitos de
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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calidad mínimos para la construcción de la subestación (accesos,
desmontes, nivel freático, etc).
• Obtención de la autorización para la conexión a la red de transporte en
aquellas subestaciones que se alimenten en 220 kV.
• Tramitaciones para el desarrollo de nuevas infraestructuras aéreas en
Alta Tensión, como por ejemplo Declaración de Impacto Ambiental,
Planes Especiales de Infraestructura, obtención de Declaración de
Utilidad Pública, licencia municipales, estudios arqueológicos, etc. Esta
problemática ocurre por ejemplo en el desarrollo de redes de AT en
zonas rurales, que alimentan a varias subestaciones de reparto a través
de una línea aérea de elevada longitud en zonas protegidas por ejemplo
por consideraciones medioambientales y/o arqueológicas, y en las que
la solución para cumplir con los requerimientos de garantía de suministro
sea mallar la línea, mediante la construcción de una nueva línea de AT o
desdoblando la línea existente. En estos casos, el período dedicado a
las tramitaciones pueden superar los tres o cuatro años.
• Obtención de trazados para líneas subterráneas de MAT, AT y MT. A la
hora de proyectar los trazados de las nuevas líneas subterráneas se
busca llevarlas por vía pública y zonas consolidadas en las que se
facilita la ubicación del cable en caso de tener que abrir para reparar una
avería. Esto puede encontrarse con varias dificultades:
- En zonas urbanas, donde las líneas deben ser todas
subterráneas, puede haber dificultad para la obtención de
licencias debido a la saturación de servicios en la vía pública,
saturación de servicios en galerías y situación de calles
protegidas, es decir, que una vez abiertas no pueden volver a
abrirse en un plazo determinado que puede durar varios años.
Esto puede afectar a las líneas de todos los niveles de tensión,
teniendo en el caso de las líneas de MAT y AT unas limitaciones
técnicas adicionales como son los radios de curvatura elevados,
ejecución de cámaras de empalme e incompatibilidad con otros
servicios.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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- Paralelismos con carreteras. La gestión del permiso para llevar la
traza paralela a una carretera se puede complicar si se tiene
previsto ampliar carriles a futuro, ya que podría dar lugar a
permisos en precario y posteriores retranqueos.
- Cruces y paralelismos con vías pecuarias. En zonas rurales
encontrar trazados por zonas consolidadas puede ser
complicado, una posibilidad es llevarlo por vías pecuarias pero la
obtención de estos permisos es muy compleja además de
requerir el pago de cánones anuales.
De todo lo anterior se extrae como conclusión que es necesario agilizar al
máximo todos los procedimientos de tramitaciones y establecer además unos
plazos más realistas para el cumplimiento de los requerimientos del Decreto,
que se estima no debiera ser inferior a cinco años.
5.5 Influencia en desarrollos normativos de otras Comunidades Autónomas
En los últimos años se han dado situaciones de grandes incidentes en
grandes núcleos de población de otras Comunidades Autónomas, como por
ejemplo el que tuvo lugar en el verano 2007 en Barcelona, debido a la caída de
un cable de alta tensión en la subestación eléctrica de Collblanc en L'Hospitalet
de Llobregat, que afectó a la alimentación de varias subestaciones, y a su vez
al suministro, según fuentes periodísticas, de unos 350.000 clientes de casi
toda Barcelona y su área metropolitana, así como a hospitales, servicio de
Metro y Ferrocarriles de la Generalitat.
Ante estos incidentes, la Generalitat de Cataluña también está
desarrollando una nueva normativa de Garantía y Calidad de Suministro
Eléctrico, que aunque no está aprobada en este momento, se espera incluya
requerimientos similares a los de la Ley ya aprobada en la Comunidad de
Madrid.
Aunque no se dispone del desarrollo de dicha ley, por fuentes periodísticas
se podría determinar que los puntos principales son:
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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• Obliga a que todo cliente esté conectado a dos subestaciones (criterio
de mercado principal y secundario).
• Exige que en un plazo de dos años todos los municipios de más de
2.000 habitantes formen parte de una "red mallada", es decir, que no
estén sólo alimentados por un extremo, sino que tengan una doble
fuente de alimentación.
• El texto también obliga a que toda la red de media tensión sea de 25 kV
(según Endesa, el 60% del tendido barcelonés es de 11 kV).
• El restablecimiento del servicio por un corte debe realizarse en un
máximo de dos horas para un mínimo del 90% de los clientes afectados.
(Fuente:
http://www.elpais.com/articulo/cataluna/Endesa/calcula/ley/electrica/le/cuesta/3
500/millones/elpepiespcat/20080514elpcat_9/Tes)
Como se puede ver, la línea que sigue este desarrollo normativo es similar
al de la Comunidad de Madrid, estableciendo además requerimientos de
cambio de tensión en redes de distribución y unos tiempos de reposición
incluso más restrictivos que los del Decreto 19/2008.
5.6 Costes para las empresas distribuidoras
A continuación se explica la influencia de la aplicación de una normativa
como la del Decreto 19/2008 en los costes en los que incurriría la actividad
regulada de distribución:
• La distribución de electricidad es una actividad regulada, cuya retribución
es aprobada anualmente por el Estado. Dicha retribución se calcula
teniendo en cuenta los costes incurridos por las empresas distribuidoras
para el desarrollo de esta actividad, suponiendo el cumplimiento de los
criterios de calidad de servicio establecidos en la normativa estatal (RD
1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006). La aplicación
de criterios de calidad superiores no estaría reconocida en la retribución
actual, y por lo tanto no serían de aplicación en tanto en cuanto la
retribución los contemplara en su cálculo.
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• El criterio de fallo de subestación es muy exigente y no está recogido en
la normativa estatal. Su aplicación tiene como consecuencia lógica la
necesidad de desarrollar nuevas infraestructuras no planificadas bajo el
criterio de fallo simple (n-1), que podrían incluso duplicar las
infraestructuras existentes.
• Cada empresa distribuidora debe realizar el análisis del cumplimiento del
criterio de fallo de subestación, según indica el Decreto 19/2008 en el
caso de la Comunidad de Madrid, y evaluar las nuevas infraestructuras
que como consecuencia resulten necesarias y el coste total de las
mismas.
• Este coste extraordinario y su impacto en el sistema eléctrico no ha sido
evaluado a la hora de aprobar la reglamentación de las Comunidades y
tampoco ha sido tenido en cuenta en la retribución de la actividad de
distribución.
• En el RD 222/2008 está previsto aplicar una metodología para el cálculo
de la retribución de la distribución que introduce un incentivo o
penalización por calidad de suministro asociado al nivel de cumplimiento
de los índices TIEPI y NIEPI zonales en el año, que como se ha visto en
esta tesis no guarda relación con la aplicación del requerimiento
adicional de cumplimiento de fallo total de subestación introducido por la
reglamentación de las Comunidades. La fórmula de este incentivo por
calidad Qin-1 es la siguiente:
Dónde:
Rin-1, retribución reconocida por la actividad de distribución a la empresa
distribuidora i en el año n-1 del periodo regulatorio
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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βiU, factor de ponderación de la zona urbana a efectos del incentivo de
calidad para la empresa distribuidora i.
El resto de términos y factores son similares pero para el resto de zonas:
semiurbana (SU), rural concentrada (RC) y rural dispersa (RD).
Los valores de TIEPIREAL,n-1 y NIEPIREAL,n-1 son los valores del TIEPI
y NIEPI calculados durante el año n-1 de acuerdo a la en cada una de
las zonas Urbana, Semiurbana, Rural Concentrada y Rural Dispersa.
Los valores de TIEPIOBJETIVO,n-1 y NIEPIOBJETIVO,n-1 para cada una
de las zonas son los valores del TIEPI y NIEPI establecidos como límites
de cumplimiento de la continuidad de la calidad zonal, vigentes en el año
n-1.
• El incentivo de calidad, según el RD 222/2008 Anexo I, tomará valores
que podrán oscilar entre el ±3% de la retribución reconocida en el año
anterior. Tomando como ejemplo los valores que se indican en el RD
222/2008 Disposición adicional primera, para la retribución del año 2007
(Ri2007), y suponiendo que cada empresa consiga alcanzar el nivel
máximo del 3%, el valor máximo del incentivo por mejora de la calidad
sería el siguiente:
R2007
Incentivo máximo
calidad (3%)
Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. 1.297.585.000 38.927.550
Unión Fenosa Distribución, S.A. 603.888.000 18.116.640
Hidrocantábrico Distribución, S.L.U. 123.142.000 3.694.260
Endesa (peninsular) 1.429.484.000 42.884.520
Endesa (extrapeninsular) 283.382.000 8.501.460
Tabla 11. Incentivo máximo de calidad según RD 222/2008
• Este incentivo representa el total para cada distribuidora, en todas sus
zonas de distribución. Si en algunas de estas zonas aplica la
reglamentación de garantía de suministro relacionada con el fallo de
subestación, es de esperar que una vez realizado el estudio de las
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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nuevas infraestructuras necesarias, el coste necesario para cumplir con
los requerimientos en los plazos establecidos será muy superior a dicho
incentivo. Se puede tomar como referencia el coste estimado para la
resolución de un problema concreto en el apartado 5.1.4 de esta tesis,
que asciende a unos 11,525 mill€ y que sólo ello representaría por
ejemplo más del 25% del máximo incentivo de calidad anual que
aplicaría a toda la distribución peninsular de Endesa. De hecho, según
información de un artículo en internet del periódico El País, la empresa
distribuidora Fecsa-Endesa afirma que la ley que está en fase de
aprobación en Cataluña supondría una inversión de 3.500 mill.
(Fuente:
http://www.elpais.com/articulo/cataluna/Endesa/calcula/ley/electrica/le/cuest
a/3500/millones/elpepiespcat/20080514elpcat_9/Tes)
• La conclusión de esto es que tanto en la aprobación de la normativa
adicional de garantía de suministro de las Comunidades como en la
metodología de la retribución de la distribución, no se ha sido tenido en
cuenta el coste de la aplicación de estos nuevos requerimientos,
quedando un vacío en la definición de quien debe soportar dichos
costes. Si este aspecto no se resuelve y se traslada directamente este
esfuerzo inversor a las empresas distribuidoras, el cumplimiento de
dichos requerimientos será económicamente inviable.
• Otro problema adicional en la metodología de la retribución según el RD
222/2008 es que se asigna por distribuidor, no teniendo en cuenta si el
mismo distribuye en zonas donde existan leyes aprobadas con unas
garantías especiales de suministro o no. Esto puede llevar a las
distribuidoras a focalizar sus inversiones en aquellas Comunidades
donde estos requerimientos adicionales existan y que coinciden con
zonas más urbanas y desarrolladas, en detrimento de las inversiones
para mejora de la calidad en Comunidades sin reglamentación al
respecto.
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Los mecanismos que podrían resolver los inconvenientes económicos
anteriores son:
• Incluir dentro del cálculo de la retribución para cada distribuidora un
término que contemple la inversión extraordinaria por aplicación de
criterios de calidad superiores a los de la normativa estatal en algunas
de sus zonas de distribución
• En el RD 222/2008 Disposición transitoria quinta, se indica que las
empresas distribuidoras a las que apliquen, en algunas de sus áreas,
normativas específicas sobre redes de distribución que establezcan
unos niveles de calidad superiores a los fijados por la normativa estatal y
que supongan unos mayores costes en la actividad de distribución,
podrán establecer convenios con las Comunidades Autónomas. Esto
supone en la práctica que las propias Comunidades asuman parte de los
costes introducidos por las leyes aprobadas dentro de sus
competencias. Esto dependerá en cada caso de la Comunidad
Autónoma y a priori resulta complicado de materializarse.
• La Ley 17/2007, de 4 de Julio, indica en el Artículo 18 Apartado 5 que en
caso de que las actividades eléctricas fueran gravadas con tributos de
carácter autonómico o local, cuya cuota se obtuviera mediante reglas no
uniformes para el conjunto del territorio nacional, a la tarifa de último
recurso se le podría incluir un suplemento territorial, que podrá ser
diferente en cada Comunidad Autónoma o entidad local. De esta forma
se reconoce la posibilidad de incrementar las tarifas a los clientes en sus
zonas en un suplemento territorial, para por ejemplo retribuir a las
empresas distribuidoras el sobrecoste por los requerimientos adicionales
de garantía de suministro que aplican en dicha Comunidad. Esto
dependerá también de cada Comunidad Autónoma y resultará
complicado de materializar, debido al impacto social que podría tener un
incremento de la tarifa, a pesar de resultar lógico que los consumidores
de las zonas con garantías especiales paguen por ello más que aquellos
que no las tienen.
• Por último, si se prevé que estos nuevos criterios se vayan a extender a
más Comunidades Autónomas, debiera plantearse a nivel estatal la
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necesidad de una modificación y unificación de los criterios de garantía
de suministro, evaluando previamente a nivel estatal el coste de la
aplicación de dichos criterios y estableciendo una metodología que
reconociera en la retribución las inversiones necesarias debidas a estos
nuevos criterios.
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6. CONCLUSIONES FINALES
Se resumen a continuación las conclusiones más importantes del desarrollo
de los apartados de esta tesis:
• En la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico se define la distribución de
electricidad como una actividad regulada, cuya retribución es aprobada
anualmente por el Estado y que debe reconocer los costes incurridos por
las empresas distribuidoras para el desarrollo de esta actividad.
• Las empresas distribuidoras son responsables del cumplimiento de la
calidad de servicio regulada por el RD 1955/2000, la Orden
ECO/797/2002 y el RD 1634/2006.
• Aunque es posible diseñar las redes de distribución para cumplir con
requerimientos de calidad de servicio superiores a los exigidos por la
normativa estatal, en la práctica esto supone un incremento de inversión
en desarrollo de redes que no está reconocido dentro de la retribución
que percibe la actividad de distribución más allá del incentivo de calidad
del RD 222/2008.
• Las Comunidades Autónomas tienen competencias para regular en
relación a la prestación del servicio eléctrico en el ámbito de sus
comunidades, pero antes de la aprobación de cualquier requerimiento
adicional debe verificarse y evaluarse su viabilidad, especialmente en lo
que respecta a la inversión necesaria y su reconocimiento en la
retribución de las empresas distribuidoras.
• En el caso de la Comunidad de Madrid, la aplicación de los
requerimientos de calidad de suministro definidos por la Ley 2/2007 y el
Decreto 19/2008 introduce un nuevo criterio de planificación de redes
basado en el cumplimiento de fallo de subestación, de muy baja
probabilidad y mucho más estricto que el criterio habitual de fallo simple
(n-1). El criterio de fallo de subestación no ha sido aplicado en la
planificación tradicional de la red de distribución o en la de transporte, y
no está relacionado con los límites de los índices de calidad de
suministro TIEPI y NIEPI definidos en la normativa estatal a través del el
RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006.
Tesis de Máster: La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución
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• Es de esperar que la normativa de la Comunidad de Madrid se extienda
a otras Comunidades Autónomas, como es el caso de Cataluña, donde
está en fase de aprobación una ley de garantía de suministro en la línea
de la de Madrid.
• El cumplimiento del criterio de fallo de subestación es deseable en
entornos urbanos con el fin de evitar grandes incidentes, pero del
estudio de cobertura de demanda ante fallo de subestación se obtendrá
como conclusión la necesidad de nuevas infraestructuras eléctricas
(nuevas subestaciones y nuevas líneas en todos los niveles de tensión),
que en muchos casos resultarán redundantes, con el consiguiente
impacto social, medioambiental y económico.
• Su aplicación dará lugar por lo tanto a inversiones elevadas que no
están reconocidas en la retribución de la distribución según el RD
222/2008 y no han sido tenidas en cuenta para la aprobación de la
normativa en la Comunidad Autónoma de Madrid.
• En el caso de Cataluña, la empresa distribuidora Fecsa-Endesa estima
en 3.500 mill€ la inversión en nuevas infraestructuras por la aplicación
de los nuevos criterios.
• Es necesario establecer mecanismos que hagan económicamente viable
la aplicación de estos requerimientos adicionales, reconociendo a las
distribuidoras la inversión para cumplimiento de los requerimientos
adicionales dentro de la metodología de la retribución. Otra opción sería
establecer convenios con las Comunidades Autónomas (según se
contempla en el RD 222/2008) o introducir suplementos territoriales a las
tarifas de último recurso de la zona donde se disfrute de esta garantía
superior al resto del Estado (según se contempla en la Ley 17/2007).
• Para evaluar el impacto del nuevo criterio de fallo de subestación, las
empresas distribuidoras deben estudiar la cobertura del mercado y la
potencia no garantizada (PNG) por fallo de subestación, para lo cual es
fundamental tener en cuenta la red de MT, sus características y
topología. Esto hace necesario contar con herramientas de modelización
de redes de MT realistas y de análisis de contingencias en redes
radiales. La aplicación más robusta y contrastada sobre la que deben
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funcionar estas herramientas es el PSS/E, aplicado a nivel mundial para
el análisis de redes de Muy Alta y Alta Tensión.
• Aunque el uso de equipos de emergencia como subestaciones móviles
podría suministrar una parte importante del mercado afectado ante
grandes incidentes en zonas urbanas como el fallo total, en la práctica
se encuentra con una serie de inconvenientes técnicos que pueden
desaconsejar en algunos casos su uso, por lo que el apoyo ante el fallo
de subestación debiera venir en su mayor parte a través de la red de
MT.
• La ejecución de las nuevas infraestructuras en los plazos que marcan
estas normativas es inviable. En el caso de la Comunidad de Madrid es
de dos años, pero no se estima un plazo inferior a cinco años en el
supuesto de poder hacer frente al esfuerzo inversor.
• Según el Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, la empresa
distribuidora está obligada a poner a disposición de los nuevos
suministros en zona urbana un punto de conexión que cumpla el criterio
de mercado principal y secundario, lo que tendrá como consecuencia un
incremento de las infraestructuras de nueva extensión que deben
ejecutar y costear los nuevos clientes, en base a lo establecido en el RD
222/2008.
• Podrían llegar a darse sanciones desproporcionadas a las empresas
distribuidoras por la aplicación estricta de la Ley 2/2007 y de los
requerimientos del Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, que
introduce inseguridad jurídica ante el origen de dichas sanciones.
• Si se introducen requerimientos adicionales a las empresas
distribuidoras en materia de garantía de suministro eléctrico, deben
evaluarse también dichos requerimientos en la red de transporte, con el
fin de no obviar la dependencia que tiene la distribución con respecto del
transporte para su correcto funcionamiento.
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7. BIBLIOGRAFÍA
• Ley 54/1997, de 27 noviembre, del Sector Eléctrico.
• Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27
de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la
Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de
junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la
electricidad.
• Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las
actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
• Orden ECO/797/2002, de 22 de marzo, por la que se aprueba el
procedimiento de medida y control de la continuidad del suministro
eléctrico.
• Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la
tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007. Modificación de los límites
de calidad con respecto a los definidos en el RD 1955/2007
• Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del
suministro eléctrico de la Comunidad de Madrid.
• Ley 4/2007, de 13 de diciembre, por la que se modifica la Ley 2/2007, de
27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en
la Comunidad de Madrid, adaptándola a la Ley Estatal 17/2007, de 4 de
julio.
• Decreto 19/2008, de 13 de marzo, del Consejo de Gobierno, por el que
se desarrolla la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la
garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid.
• Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suministro
eléctrico en Extremadura.
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• Decreto 58/2007, de 10 de abril, por el que se regula el procedimiento de
control de la continuidad en el suministro eléctrico y las consecuencias
derivadas de su incumplimiento. (Extremadura)
• Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el
régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica.
• Decreto 131/1997, de 16 de Octubre (Comunidad de Madrid) por el que
se fijan los requisitos que han de cumplir las actuaciones urbanísticas en
relación con las infraestructuras eléctricas.
• Resolución de 22 de marzo de 2005, de la Secretaría de la Energía, por
la que se aprueba el Procedimiento de Operación 13.1 «Criterios de
Desarrollo de la red de transporte», de carácter técnico e instrumental
necesario para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema
Eléctrico.
(http://www.ree.es/operacion/pdf/po/PO_resol_22Mar2005.pdf)
• Evolución de los índices de calidad 2003-2006, Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio:
(http://www.mityc.es/Electricidad/Seccion/Calidad/IndicesAgregados/)
• “Tool for reconfiguration of large-scale distribution networks”. Autores: A.
González, F. M. Echavarren, L. Rouco and T. Gómez. (Universidad
Pontificia Comillas), J. Cabetas (Iberdrola Distribución SAU).
Presentado en PSCC 2008-Power System Computations, Glasgow.
• Artículo periodístico sobre la ley de de garantía y calidad de suministro
en la Cataluña:
http://www.elpais.com/articulo/cataluna/Endesa/calcula/ley/electrica/le/cuest
a/3500/millones/elpepiespcat/20080514elpcat_9/Tes
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