El Plan de Expansión de la Transmisión (PET) contempla un mejoramiento en los estándares de seguridad del sistema eléctrico, haciéndose cargo también de la redundancia, establecida en el criterio N-1, que existe en las instalaciones de transmisión en el país, como las subestaciones eléctricas.

Y es que, de acuerdo a lo señalado a ELECTRICIDAD por los actores del sistema, las nuevas obras que se realizarán en el marco del PET permitirán considerar diseños de seguridad que incorporen y amplíen el criterio N-1 en instalaciones como las subestaciones.

Qué es

Lo primero es entender qué es el criterio N-1 y cómo opera en subestaciones eléctrica. Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles, explica que este es el “principal sistema de respaldo” que existe en este tipo de instalaciones, el cual es utilizado “para evitar o disminuir la probabilidad de ocurrencia de interrupciones de suministro, es la redundancia en instalaciones críticas”.

“Este sistema implica que, ocurrida una falla en una de estas instalaciones, existe otra que asume la función perdida teniendo como resultado la mantención de la continuidad del suministro. Esto es obligación en todas las subestaciones del sistema nacional y en un número importante de subestaciones del sistema zonal”, complementa la autoridad.

La relevancia de este criterio también es destacada por los actores del segmento de transmisión. Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec, explica que el objetivo “es preservar la continuidad del suministro frente a fallas de algunos de sus componentes, lo que también se conoce como contingencia simple, dentro de lo contemplado en la tarificación del sistema de transmisión”.

“El criterio N-1 consiste en que, ante la ocurrencia de una falla o desconexión de un elemento del sistema, sus efectos no se propaguen a otras instalaciones del sistema, provocando desconexiones en cascada. De esta forma, al fallar un elemento, todos los demás que quedan en servicio deben ser capaces de tomar la carga del elemento desconectado”, explica el ejecutivo.

En el caso de las subestaciones plantea la necesidad de verificar que, ante cualquier contingencia simple, “no existan elementos que tengan riesgo de desconectarse en cascada”.

“Para ello, las transferencias por el sistema de transmisión se deben mantener en niveles seguros, cuidando que los elementos que quedan en servicio luego de una falla no vayan a tomar cargas superiores a su capacidad máxima, o que no se generen inestabilidades en el sistema a causa de la desconexión. Esto es supervisado en tiempo real por el Centro de Despacho del Coordinador Eléctrico Nacional”, asegura López.

“Así, por ejemplo, ante la falla de un transformador, la potencia transmitida por este debe ser redistribuida por otros transformadores en la misma subestación, o en otras que estén destinadas a suministrar a los mismos consumidores. Dado que tras una falla de este tipo el sistema queda en un nivel de seguridad menor, el Coordinador Eléctrico debe modificar la operación del sistema de modo de recuperar el criterio N-1, en la medida que las instalaciones disponibles lo permitan”, añade.

Alcances

Para Gabriel Olguín, socio director de Power Business Limitada y director de Cigré Chile, el criterio N-1 supone que, ante la falla de un componente, “el sistema restante es capaz de abastecer la carga”.

Según Rodrigo López, en los últimos años se ha introducido un mayor nivel de seguridad, “al considerar el criterio N-1 en transformadores de poder, o con el diseño de nuevas subestaciones de configuración más robusta ante fallas en barras, en los puntos más importantes del sistema. También se puede considerar como sistemas de respaldo aquellos destinados a recuperar un nivel de seguridad, aunque no estén directamente destinados a mantener continuidad de suministro”.

“En esta categoría caen por ejemplo las unidades de reserva de transformadores, que permiten recuperar prontamente un transformador en el cual una unidad presente problemas, o los interruptores de transferencia, que permiten recuperar una instalación cuyo interruptor ha fallado”, agrega el ejecutivo.

Eso sí, a juicio de Gabriel Olguín, la aplicación del criterio N-1 es discutible en transformación, “pues las fallas de los transformadores no son frecuentes dado que están en espacios resguardados, por lo que la clave para decidir es un análisis de criticidad que justifique la redundancia de un transformador adicional”.

Expansión

Tanto Luis Ávila como Rodrigo López coinciden en que el PET plantea la posibilidad de aumentar los niveles de redundancia y, por lo tanto de seguridad, en el sistema eléctrico.

“La política de expansión de los sistemas de transmisión tienen como objetivo dar mayor robustez y seguridad en la continuidad del suministro eléctrico a un mínimo costo. Esto significa que una vez oficializado este plan, las empresas eléctricas deben realizar los diseños y las mejoras necesarias para reforzar los sistemas, sin que ello tenga un efecto relevante sobre las tarifas de este segmento de la industria eléctrica”, afirma el superintendente de Electricidad y Combustibles.

Esto es compartido por el vicepresidente de Operaciones de Transelec, pues explica que el PET debe recomendar obras que permiten cumplir los estándares de seguridad, como “por ejemplo, nuevas líneas para cumplir el criterio N-1, la regularización de conexiones en derivación a subestaciones seccionadoras y obras que permiten que fallas en transformadores o barras de subestaciones no se propaguen al resto del sistema para instalaciones sobre 200 kV, etc.”.

Dentro de los aspectos pendientes en este tema, el ejecutivo sostiene que “aún falta camino por hacer, ya que todavía hay comunas del país que, por ejemplo, no cuentan con un criterio de seguridad N-1 y en donde el actual plan de expansión aún no da soluciones”.

En esta línea Rodrigo López recuerda que todavía existen puntos de la red, especialmente en niveles de tensión menores del sistema de transmisión zonal, “que no tienen suficiente redundancia y dependen de una única vía de alimentación”.

“En estos casos, ante la falla de algún elemento, resulta más difícil evitar los cortes de suministro, y minimizar el tiempo de interrupción depende de qué tan rápido se puedan reparar las instalaciones y recuperar el servicio”, complementa.

Este punto es importante toda vez que el ejecutivo concluye que la promoción de la redundancia a nivel de transmisión para todos los clientes regulados, “debe ir en línea con las metas de tiempo máximo de interrupción fijadas por el Gobierno y los niveles de seguridad que la sociedad exige”.