La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la actividad de distribución

Transcripción

1 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

2 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 Página 1

3 RESUMEN La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico en España define la distribución de electricidad como una actividad regulada, cuya retribución es aprobada anualmente por el Estado. Esta retribución debe reconocer los costes incurridos por las empresas distribuidoras para el desarrollo de su actividad, cumpliendo unos criterios de calidad del suministro que también están regulados. Los requerimientos de calidad de suministro están regulados por el RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el Real Decreto 1634/2006, contemplan entre otros aspectos el cumplimiento de unos límites de calidad zonal e individual denominados TIEPI y NIEPI. Aunque es posible diseñar la red de distribución para cumplir con criterios de garantía de de suministro más estrictos a los definidos por la normativa estatal, en la práctica estos no estarían reconocidos dentro de la retribución que percibirían las empresas distribuidoras. A raíz de una serie de grandes incidentes ocurridos en los últimos años, en los que se produjo la pérdida completa de subestaciones urbanas en grandes núcleos de población (Madrid y Barcelona) acompañada en algunos casos del incendio de la instalación, en algunas Comunidades Autónomas se han planteado requerimientos de garantía de suministro superiores a los definidos por la normativa estatal. Concretamente en la Comunidad de Madrid se ha aprobado la Ley 2/2007 por la que se regula la garantía de suministro eléctrico y el Decreto 19/2008 que la desarrolla. Además está en fase de aprobación otra Ley similar en Cataluña. La Ley 2/2002 y el Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid introducen unos requerimientos en el cumplimiento de la garantía de suministro de forma que ante grandes incidentes como los ocurridos por la pérdida completa de una subestación el mercado pueda reponerse en su totalidad en menos de seis horas. Esto, tal y como se desarrolla en la tesis, supone de forma efectiva la Página 2

4 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. Página 3

5 INDICE DE CONTENIDOS 1. INTRODUCCIÓN Objeto de la tesis CALIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO Normativa aplicable Calidad de servicio según la normativa estatal Medición de la continuidad de suministro: Índices TIEPI y NIEPI Límites de cumplimiento de la calidad de suministro individual Límites de cumplimiento de calidad zonal Calidad de servicio según la normativa de las Comunidades Autónomas CRITERIOS DE DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN Estructura de la red de distribución Instalaciones de la red de distribución Topología básica de la red distribución Localización de averías y reposición del servicio Planificación de la red de distribución Escenarios de estudio y modelado de la red Parámetros de control en la red de distribución Criterios de fiabilidad en la red de distribución Sobrecargas Caídas de tensión Cumplimiento de calidad Fallo de elementos Priorización de criterios de fiabilidad Desarrollo de la red de distribución Configuración de las subestaciones de distribución Configuración de la red de Media Tensión Red de Media Tensión rural Red de Media Tensión urbana CONTENIDO DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID Antecedentes Objeto Ámbito de aplicación Página 4

6 4.4 Justificación de la competencia en materia de regulación por parte de las comunidades autónomas Definiciones Programa periódico de actuaciones Tiempos relacionados con la atención de incidencias Criterios de desarrollo Fiabilidad del suministro Potencia nominal de las instalaciones Conexión de nuevos suministros Criterios de diseño en subestaciones Equipos auxiliares de emergencia Plazo para adaptación de medios materiales a lo indicado por la Ley 2/2007 y el Decreto 19/ Régimen sancionador Otros aspectos APLICACIÓN DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID Introducción del criterio de fallo de subestación Alcance del fallo de subestación Metodología de estudio del fallo de subestación Consecuencias en el desarrollo de redes de distribución Ejemplo práctico de aplicación de fallo total Conexión de nuevos suministros Utilización de equipos móviles de emergencia Riesgos de incumplimiento Incumplimiento de calidad de suministro Incumplimiento requerimientos Ley 2/2007 y Decreto 19/ Incumplimiento de plazos Influencia en desarrollos normativos de otras Comunidades Autónomas Costes para las empresas distribuidoras CONCLUSIONES FINALES BIBLIOGRAFÍA Página 5

7 INDICE DE TABLAS Tabla 1. Clasificación de zonas de suministro Tabla 2. Límites de calidad individual Clientes MT (de 1 a 36 kv) Tabla 3. Límites de calidad individual Clientes BT (menor o igual a 1 kv) Tabla 4. Límites de calidad de suministro zonal Tabla 5. Parámetros de control del nivel de carga admisible Tabla 6. Priorización de criterios de fiabilidad red de distribución Tabla 7. Tiempo de atención de incidencias según Decreto 19/ Tabla 8. Tiempo de reposición del servicio según Decreto 19/ Tabla 9. TIEPI por Comunidad Autónoma Tabla 10. Rango de sanciones Tabla 11. Incentivo máximo de calidad según RD 222/ Página 6

8 INDICE DE ILUSTRACIONES Ilustración 1. Esquema básico de la red de distribución Ilustración 2. Ejemplo de red de Media Tensión en antena Ilustración 3. Ejemplo de red de Media Tensión anillada Ilustración 4. Subestación con esquema de doble barra Ilustración 5. Subestación con esquema en H Ilustración 6. Subestación con esquema en entrada-salida Ilustración 7. Red de MT en zona rural Ilustración 8. Esquema básico de CX Ilustración 9. Esquema de red de MT con CX en explotación normal Ilustración 10. Esquema de red de MT con CX ante el fallo del circuito 1 en salida de ST Ilustración 11. Esquema básico de un CR con tres barras Ilustración 12. Esquema de red de MT con un CR en explotación normal Ilustración 13. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un alimentador Ilustración 14. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un circuito distribuidor Ilustración 15. Esquema de red de MT con dos Centros de Reparto Ilustración 16. Esquema de red de MT con tres Centros de Reparto Ilustración 17. Mercados principales de subestaciones en zona urbana Ilustración 18. Mercado secundario de subestaciones en zona urbana Ilustración 19. Ejemplo de incumplimiento de mercado secundario Ilustración 20. Demanda máxima atendida desde equipos de emergencia Ilustración 21. Ejemplos de fallos destructivos en una subestación MAT/MT.. 91 Ilustración 22. Representación de red de Media Tensión en PSS/E Ilustración 23. Ejemplo de red de MT alimentada desde una Subestación Ilustración 24. Ejemplo de mercado afectado por el fallo de subestación Ilustración 25. Ejemplo de resolución de PNG por fallo de subestación Ilustración 26. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde una subestación Ilustración 27. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde dos subestaciones Ilustración 28. Conexión de cable subterráneo 132 kv a subestación móvil Página 7

9 Ilustración 29. Alternativa de conexión de subestación móvil a red AT (45 kv) Página 8

10 1. INTRODUCCIÓN La distribución de energía eléctrica es una actividad regulada cuyo objetivo es el suministro de electricidad desde la red de transporte hasta los consumidores finales que demandan dicha energía, cumpliendo ciertos criterios de calidad, seguridad y fiabilidad, por lo cual recibe una remuneración reconocida por la normativa estatal. Es precisamente la calidad de servicio eléctrico el aspecto de la distribución de energía con un mayor impacto socio-económico. Las interrupciones del servicio son percibidas muy negativamente por los consumidores y tienen en ocasiones su reflejo en los medios de comunicación. Esto es debido a que las exigencias de los consumidores finales en los últimos año han ido creciendo, por la mejora del nivel de vida y el crecimiento económico La normativa que regula la calidad de servicio a nivel estatal establece unos indicadores para la cuantificación de la continuidad del suministro y sus límites máximos, tanto a nivel zonal como individual. Aunque es posible desarrollar requerimientos de calidad superiores a lo regulado por la normativa estatal, la inversión necesaria para su cumplimiento no estaría reconocida dentro de la remuneración de la distribución. Algunas Comunidades Autónomas han desarrollado o están en fase de desarrollar leyes que regulan requisitos de garantía de suministro superiores a los indicados en el RD 1955/2007, de acuerdo con las competencias específicas que les proporciona la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. Estos requisitos como se verá más adelante en esta tesis van dirigidos principalmente a evitar grandes incidentes en zonas urbanas. La aplicación práctica de estos requerimientos superiores de calidad por parte de las empresas eléctricas introduce criterios de planificación de redes más estrictos, y por lo tanto aparecerán nuevas inversiones en infraestructuras, cuyo coste extraordinario no ha sido evaluado a la hora de aprobar la reglamentación de las Comunidades ni es tenido en cuenta en la retribución de Página 9

11 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. Página 10

12 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 En este RD se modifican los límites de los índices de calidad definidos en el RD 1955/2007. Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica. En este RD se establece la metodología para el cálculo de la retribución, incluyendo un incentivo de calidad de servicio. Además existen las siguientes normativas aprobadas por las Comunidades Autónomas, dentro de sus competencias, en materia de calidad de suministro eléctrico: Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico de la Comunidad de Madrid. Ley 4/2007, de 13 de diciembre, por la que se modifica la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid, adaptándola a la Ley Estatal 17/2007, de 4 de julio. Esta Ley modifica a la Ley 2/2007 en algunos aspectos como Página 11

13 por ejemplo incremento en el régimen sancionador e introducción de la responsabilidad de las empresas transportistas en relación con la garantía de suministro. Decreto 19/2008, de 13 de marzo, del Consejo de Gobierno, por el que se desarrolla la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid. Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suministro eléctrico en Extremadura. Decreto 58/2007, de 10 de abril, por el que se regula el procedimiento de control de la continuidad en el suministro eléctrico y las consecuencias derivadas de su incumplimiento. Este Decreto desarrolla la Ley 2/2002 de Extremadura. 2.2 Calidad de servicio según la normativa estatal La Ley 54/1997 establece que la distribución de energía eléctrica es una actividad regulada por la que las empresas distribuidoras perciben una retribución anual que se define a nivel estatal, en base a la metodología recientemente aprobada en el RD 222/2008, y que incluye de forma básica los siguientes términos: Retribución por Operación y Mantenimiento de las instalaciones que gestione cada distribuidor. Retribución de la Inversión. Retribución por otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribución, tales como gestión comercial, planificación de las redes o gestión de la energía. Incentivo o penalización a la calidad de servicio, en base a una fórmula del cumplimiento de los índices de calidad que se definen en el RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006. Este incentivo podrá ser cómo máximo del 3% de la retribución del año anterior. Incentivo o penalización por la reducción de pérdidas. Dentro de las responsabilidades de cada empresa distribuidora, por las cuales percibe una retribución reconocida, se encuentra el cumplimiento de la Página 12

14 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 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 y , excluyendo capitales de provincia. Zona rural concentrada: conjunto de municipios de una provincia con un número de suministros comprendido entre 200 y Página 13

15 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 > Urbana Entre y Semiurbana Entre 200 y Rural concentrado <200 Rural disperso Tabla 1. Clasificación de zonas de suministro 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 Página 14

16 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). PI i = potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT, afectada por la interrupción "i" de duración H i (en kva). H i = tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia PI i (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: Página 15

17 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) 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 Página 16

18 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 Zona rural dispersa 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 Zona rural dispersa 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. Página 17

19 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 Zona rural dispersa 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. Página 18

20 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. Página 19

21 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. Página 20

22 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 Página 21

23 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 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. Página 22

24 - 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 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 Página 23

25 Ilustración 2. Ejemplo de red de Media Tensión en antena 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 Página 24

26 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. Ilustración 3. Ejemplo de red de Media Tensión anillada 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 Página 25

27 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 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. Página 26

28 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 Página 27

29 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 Página 28

30 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 Página 29

31 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) Página 30

32 - 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 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. Página 31

33 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 Transformador Línea Valor nominal Potencia nominal de transformación Límite térmico Verano Límite térmico Invierno Tabla 5. Parámetros de control del nivel de carga admisible Potencia no garantizada (PNG), que es el valor de la potencia que no puede suministrarse ante una incidencia en la red sin incumplir los márgenes de operación y seguridad admisibles, y por lo tanto sería mercado no suministrado en tanto en cuanto no se solucionara la incidencia o se dispusiera de equipos de emergencia para su alimentación provisional. Es un indicador muy adecuado para, combinado con criterios probabilísticos, priorizar inversiones de cara a Página 32

34 resolver aquellas incidencias que pueden suponer una mayor afección al suministro en caso de ocurrencia 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 Sobrecargas Este criterio está relacionado con el nivel de carga de las instalaciones. En situación de funcionamiento normal, es decir, en régimen de explotación normal sin fallo de ningún elemento, no deben existir sobrecargas en ningún elemento de la red que superen el 100% de su capacidad nominal. Este es un criterio básico de diseño de redes, sin perjuicio de que se incluyan criterios de niveles de carga más restrictivos relacionados más bien con la necesidad de Página 33