|
Red de alta tensión de la República Argentina
/2002
Red de alta tensión de la República Argentina
Redacción SicaNews [ newsletter@sicaelec.com
]
Resumen:
En este artículo se describen las características generales de la red de alta tensión de la República Argentina.
Desarrollo:
Prefacio
Los datos que se brindan en los párrafos siguientes surgen de una recopilación de diferentes infomes, la mayoría de los cuales han sido preparandos por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), en cuyo sitio
www.cammesa.com
pueden encontrarse los últimos datos y novedades disponibles; atento a la continua evolución del sistema eléctrico y su natural vinculación con la compañía que lo administra.
Por lo tanto, esta exposición persigue un fin principalmente informativo y los datos consignados deben tomarse como básicos.
Asimismo se recomienda la consulta del diagrama unifilar y geográfico de la red, como así también la lectura del artículo “Mercado Eléctrico Mayorista” que integra esta serie de informes y constituye un complemento apropiado para una mayor profundización en este tema.
La función de transporte en el MEM
La privatización del Sistema Eléctrico Argentino, a través de la vigencia de la ley Nº 24.065 y su marco regulatorio asociado, trajo como consecuencia la división de las funciones dentro del sistema eléctrico en distintos tipos de unidades de negocios.
En consecuencia, dentro del Mercado Eléctrico Mayorista de la República Argentina (MEM) quedaron definidos cuatro tipos de agentes principales, que son los Generadores, los Transportistas, los Distribuidores y los Grandes Usuarios.
Los Generadores cumplen la función de generar energía eléctrica, y colocar la energía que generan en algún punto del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Los Transportistas vinculan eléctricamente todos los nodos del SADI, por medio de redes aereas y/o subterráneas de transmisión en alta tensión.
Los Distribuidores atienden la demanda de los usuarios finales de energía eléctrica, en su área de concesión.
Los Grandes Usuarios son las empresas que, dentro de una cierta banda de potencia y energía, pueden comprar energía en el Mercado Eléctrico Mayorista.
A pesar de que se ha definido a los Transportistas como los que vinculan eléctricamente a la demanda con la generación, la Función Técnica de Transporte (FTT) no sólo es llevada a cabo por los Transportistas, sino que cualquier Agente puede convertirse eventualmente en Prestador de la Función Técnica de Transporte (PFTT).
Entonces se define como Función Técnica de Transporte (FTT) al servicio de vinculación que cumplen las instalaciones eléctricas que forman parte del SADI, o las que están conectadas a estas o con instalaciones conectadas a estas ultimas, sin distinción de las personas publicas o privadas a quienes pertenezcan, en cuanto a que comunican físicamente a compradores con vendedores entre sí y con el Mercado Eléctrico Mayorista.
Como se desprende de esta definición, cualquier Agente del Mercado Eléctrico Mayorista puede cumplir la Función Técnica de Transporte. Es decir, si en su red propia, un Generador, un Gran Usuario o un Distribuidor, además de los Transportistas, tiene conectado algún Gran Usuario, algún Generador o algún Distribuidor, también cumple la Función Técnica de Transporte.
Las condiciones en que la cumplen cada uno están definidas en las reglamentaciones y tienen características particulares.
Pero hay un concepto común a todas ellas y es una de las bases principales de todo el marco regulatorio de la República Argentina. Todas las instalaciones que cumplen la Función Técnica de Transporte están alcanzadas por el principio de libre acceso. Esto es de fundamental importancia dado que el modelo que se ha implantado en el país, es un modelo basado en la competencia. Los diferentes agentes del mercado deben competir entre ellos en cada uno de los distintos sectores del negocio.
Por lo tanto cualquiera que desee conectarse al SADI tiene la posibilidad de hacerlo, si cumple con todas las disposiciones normativas y técnicas requeridas. El libre acceso permite que cualquier Agente del MEM que esté conectado directa o indirectamente al Sistema Argentino de Interconexión pueda comprar su energía eléctrica a cualquiera que la venda en el Mercado Eléctrico Mayorista.
Características del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)
A consecuencia de las características geográficas y socioeconómicas del país, tales como la ubicación de las fuentes de energía y de los principales consumos, se ha desarrollado un sistema de transporte del tipo radial que cubre grandes distancias, con demandas concentradas y plantas de generación importantes alejadas de los principales centros de consumo.
Las condiciones particularmente ventajosas de los proyectos de generación en el área del Comahue, en el sur del país, han aumentado sensiblemente la utilización del sistema de transporte existente en los últimos años, llevándolo prácticamente al límite de operación durante gran parte del año.
En efecto, la gran oferta de generación ubicada en el área Comahue, principalmente de origen hidráulico y térmico de bajo costo, entrega al Mercado un importante volumen de energía a través del corredor COM-GBA.
La optimización de la colocación de la oferta disponible en dicha área ha llevado a que el sistema alcance su límite máximo de transmisión en gran parte del tiempo, ya sea por un límite físico, del funcionamiento dinámico o de seguridad. Esto genera en el área precios locales, en general mucho más bajos que en el mercado. Esta situación puede verse potenciada en condiciones de hidraulicidad alta en los ríos del área.
La ubicación de las líneas de transmisión del corredor COM-GBA en una zona geográfica de potencial riesgo de tornados en época de verano, hace que se restrinja la generación máxima del área a un porcentaje de la demanda total durante dicha época, para evitar el colapso en el resto del sistema en caso de una falla conjunta en la correspondiente vinculación Chocón-Ezeiza.
Con el ingreso de la central Yacyretá en el área del Noreste Argentino y la nueva generación de base instalada en el área del Noroeste Argentino (NOA) ha aumentado la distancia media entre la oferta de generación y la demanda, desplazándose la oferta hacia la periferia y aumentando el riesgo de inestabilidad en la operación del sistema de transporte.
Asimismo el Sistema Patagónico del Mercado Eléctrico Mayorista (MEMSP) abastece una amplia zona del litoral marítimo de esa región y constituye un sistema de transporte que se encuentra aislado del resto hasta el presente, pero se vislumbra su próxima interconexión en un futuro cercano en virtud de la resolución 657/00 SE.
Para comprender porque la red se desarrollo de esta manera, conviene analizar como están distribuidas la demanda y la generación en el país. Así, la potencia instalada en diciembre de 2000 puede verse en el gráfico siguiente:
La zona del Gran Buenos Aires, Litoral y Provincia de Buenos Aires es un área de gran concentración de demanda y con menor oferta de generación que dicha demanda.
Por el contrario, en el resto de las áreas la potencia instalada es superior a la demanda; y en algunas, como el Noreste Argentino (NEA), hay una demanda muy inferior.
Lo que se observa claramente es que en todo el sistema hay concentraciones de demanda y generación que resultan en excesiva oferta de generación o excesivo requerimiento de demanda, por lo que deben conectarse entre sí para comprar o vender energía con las otras áreas del sistema, resultando un uso muy intensivo del Sistema de Transporte.
El Sistema Argentino de Interconexión, fue dividido en siete empresas Transportistas cuando se privatizó.
El primero es el Sistema de Transporte en Alta Tensión, TRANSENER, con 7950 km de extensión y 27 estaciones transformadoras distribuidas en todo el país; que está compuesto por todo el sistema de 500 kV y algunas líneas del Sistema del Litoral en 220 kV, las que van desde la SE Villa Lía a la SE Rodríguez. Esta empresa es denominada en la normativa vigente como Empresa de Transporte en Alta Tensión y es única y monopólica en todo el país.
El resto son las empresas de transporte regional, a las que se denomina Empresas de Transporte por Distribución Troncal (DISTRO), y que son:
TRANSNOA: de 2620 km de extensión y 29 estaciones transformadoras, abarca redes de 132 kV en todo el NOA incluyendo las provincias de Tucumán, Catamarca, La Rioja, Salta, Jujuy y Santiago del Estero;
DISTROCUYO: de 1245 km de extensión y 11 estaciones transformadoras, incluye redes de 220 y de 132 kV en las provincias de San Juan y Mendoza.
TRANSBA: de 5600 km de extensión y 64 estaciones transformadoras, comprende redes de 220, 132 y 66 kV en la provincia de Buenos Aires.
TRANSNEA: de 930 km de extensión y 12 estaciones transformadoras, abarca redes de 132 kV en las provincias de Formosa, Chaco, Corrientes y parte de Entre Ríos.
C.O.T.D.T COMAHUE: de 888 km de extensión y 13 estaciones transformadoras, abarca redes de 132 kV en las provincias de Río Negro, Neuquén y parte de La Pampa;
TRANSPA: de 2417 km de extensión y 18 estaciones transformadoras, que es un área eléctricamente aislada del SADI , y comprende dos líneas de 330 kV entre Futaleufú y Puerto Madryn y diversas redes de 132 kV en la región patagónica de Rio Negro, Chubut y Santa Cruz.
Las empresas mencionadas son las siete Transportistas que existen en el país, y en cada área de concesión son las únicas que cumplen el servicio de transporte. Dado que el transporte en cada una de estas áreas es monopólico, la Ley, a través de los Entes creados para tal fin, realiza la regulación de las tarifas, la supervisión de la calidad y el control del cumplimiento de todas las obligaciones que les impone el contrato de concesión a las empresas Transportistas.
El hecho de que el negocio de comercialización de energía eléctrica esta regulado por Ley y por lo tanto sea de carácter federal, permite que todos los Agentes que cumplan las condiciones requeridas puedan comercializar libremente su energía eléctrica en el Mercado Mayorista con independencia del punto del país en estén ubicados.
En el área de transporte, la competencia se da en la ampliaciones al sistema de transporte ya que la concesión entrega al Transportista solamente la operación y mantenimiento, pero las ampliaciones pueden ser construidas por el Transportista o por cualquier otra empresa o Agente cumpliendo las condiciones que fijan las reglamentaciones.
Dentro de la función reguladora de los sistemas de transporte que le corresponde al Estado, la legislación fija una cierta cantidad de derechos y obligaciones que deben cumplir los Transportistas, y de los que podemos resumir algunos:
- Deben operar y mantener sus instalaciones de forma que no constituyan peligro para la seguridad pública.
- Las instalaciones y su operación deben adecuarse a las medidas de protección de los ecosistemas.
- Gozan de los correspondientes derechos de servidumbre.
- Están obligados a permitir el libre acceso indiscriminado de terceros a la capacidad de su sistema que no este comprometida para abastecer la demanda contratada. Los criterios para el ejercicio de este derecho son precisados por el Ente Regulador y por las distintas regulaciones que emite la Secretaria de Energía.
- Ningún Transportista puede ofrecer ventajas o preferencias en las instalaciones a ningún tipo de Agente, y las diferencias solo están dadas por la distinta calidad de Agente, es decir, las condiciones que tiene que cumplir un Generador para conectarse pueden ser distintas a las que debe cumplir un demandante, pero finalmente no puede haber discriminación a la conexión y al acceso de las instalaciones.
- Los contratos de concesión, pueden obligar a los Transportistas a ampliar sus instalaciones, si el Ente Regulador considera que es una necesidad publica, y los concesionarios pueden recuperar las inversiones que realicen en la manera definida en las regulaciones.
- Los Transportistas no pueden comprar ni vender energía eléctrica.
- La concesión que se da a un Transportista tiene por objeto la prestación en forma exclusiva del servicio publico de transporte de energía eléctrica en el área que se le ha definido.
- La exclusividad implica que la concedente, o sea el Estado Nacional, no concederá a terceros ni prestara por si misma dichos servicios en esa área.
- Deben prestar el servicio técnico de transporte con calidad
- Deben realizar la puesta en servicio, control, operación y mantenimiento de su Sistema de Transporte.
- Deben respetar las instrucciones operativas del Organismo Encargado del Despacho
Por otro lado, los usuarios conectados al sistema de transporte tienen una cierta cantidad de obligaciones, entre las que se encuentran:
- Cumplir con todos los requisitos técnicos y reglamentarios necesarios para conectarse al sistema de transporte
- Deben disponer de los sistemas de control y protección necesarios para aislar sobre las instalaciones del transporte las fallas que haya en sus instalaciones de tal manera que si se proceden fallas en sus sistema no se trasladen a otros usuarios o al sistema de transporte
- Deben conocer las normas de seguridad que se aplican en los puntos de interconexión.
- Solicitar las ampliaciones del Sistema de Transporte que sean necesarias para mejorar su vinculación con el MEM, haciéndose cargo de los costos de las ampliaciones de en su área de influencia.
- Cumplir con los requerimientos de desconexión automática de carga por subfrecuencia requeridos por el sistema eléctrico.
Los usuarios conectados al sistema de transporte por otro lado tienen el derecho de permanecer conectados, en la medida que cumplan con las obligaciones técnicas y comerciales, tener libre acceso y recibir compensaciones por baja calidad de servicio.
La responsabilidad de la Transportista por las salidas de servicio e indisponibilidades de su sistema de transporte se limitará a las sanciones determinadas en su contrato de concesión, tanto en relación al poder concedente como frente a terceros.
Como ya se ha indicado, la Función Técnica de Transporte puede ser prestada por cualquier Agente del MEM. Cuando dicha función es prestada por un Agente no Transportista, se denomina Prestación Adicional de la Función Técnica de Transporte.
Aunque en algunos casos, este servicio puede tener diferentes características que para los Transportistas, la normativa vigente indica que los prestadores del mismo tienen los mismos derechos y obligaciones que los Transportistas, incluyendo el de permitir el libre acceso a la capacidad remanente en sus instalaciones que no esté comprometida para el suministro de su propia demanda.
El caso mas generalizado en el MEM es el de la prestación de este servicio por parte de los Distribuidores a los Generadores, Grandes Usuarios del MEM y otros Distribuidores conectados a su red eléctrica.
La Secretaría de Energía de la Nación ha regulado esta prestación separándola en dos tipos, y clasificándolas, a partir del dictado de la Resolución SEyT Nº 406/96, en NO FIRME y FIRME:
1. Servicio NO FIRME prestado a Generadores y otros Distribuidores, preexistentes a la Res Nº 406/96
2. Servicio FIRME prestado a Grandes Usuarios del MEM y Distribuidores ingresantes a partir de la Resolución SEyT Nº 406/96.
En el primer caso, la prestación tiene condiciones similares a las que se aplican para las Transportistas por Distribución Troncal (DISTRO)
Para el segundo, la normativa indica que, en caso de tratarse de Distribuidores con concesión otorgada por el Estado Nacional, se aplicará lo indicado en los respectivos contratos de concesión. Para el resto de los prestadores, la normativa a aplicar fue sancionada por la Secretaría de Energía, y tiene características similares a la de los contratos de concesión de Distribuidores mencionados.
Finalmente, en el anexo que se presenta a continuación se describen los procedimientos operativos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), en el que se indican las funciones de los centros de operaciones de la red y las formas de trabajo en condiciones normales, de mantenimiento programado, anormales y de emergencia; como así también las formas de reposición del servicio tras un colapso del sistema.
Anexo - Procedimientos operativos del SADI
1.- NOCIONES GENERALES.
La operación del Sistema Eléctrico Argentino, cuya coordinación estará a cargo de CAMMESA, se realizará a través de los siguientes Centros de Control de Operaciones:
a) CENTRO DE CONTROL DE OPERACIONES DEL SISTEMA ELECTRICO ARGENTINO (COC), el que estará a cargo de CAMMESA;
b) CENTRO DE CONTROL DE OPERACIONES DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN (COT), el que estará a cargo de la COMPAÑÍA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN TRANSENER SOCIEDAD ANÓNIMA (TRANSENER SA).
c) CENTRO DE CONTROL DE OPERACIONES DE LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL (COTDT);
d) CENTRO DE CONTROL DE OPERACIONES DE LOS DISTRIBUIDORES (COD) y
e) CENTRO DE CONTROL DE OPERACIONES DE LOS GENERADORES (COG).
Cada distribuidor deberá identificar aquellos equipamientos de su sistema que tengan asignadas, técnicamente, funciones de transporte, los que estarán sujetos a los mismos derechos y obligaciones que cualquier otro equipamiento del sistema de transporte, en lo que a los aspectos operativos se refiere. De no haber acuerdo con tal identificación la SECRETARIA DE ENERGÍA los definirá de acuerdo a los criterios de determinación aplicables a los equipamientos del sistema de transporte.
En situaciones especiales definidas en la presente norma, o en aquellas en que no es posible la comunicación con CAMMESA, el Centro de Control del Área correspondiente asumirá la coordinación de la operación hasta que se logre transferir tal coordinación a CAMMESA, entendiéndose en tales casos que tal coordinación se asume por expresa instrucción de CAMMESA.
2.- FUNCIONES DE LOS CENTROS DE OPERACIONES.
2.1.- Centro de Control de Operaciones del Sistema Eléctrico Argentino.
El CENTRO DE CONTROL DE OPERACIONES DEL SISTEMA ELECTRICO ARGENTINO (COC) es la Máxima Jerarquía Operativa en cualquier estado del sistema. Sus funciones son:
a) Controlar que se cumpla el programa de cargas y vigilar que su aplicación, en tiempo real, no viole las restricciones operativas (hidráulicas, eléctricas, de combustible).
b) Realizar un redespacho cuando por cualquier circunstancia no se pueda cumplir el programa previsto.
c) Suministrar el programa de cargas diariamente a cada generador, y supervisar el programa de maniobras de las transportistas para cumplir con dicho programa de cargas.
d) Informar el orden de prioridad de las unidades generadoras para subir y/o bajar generación en emergencia, que eventualmente requieran los centros de operación de los transportistas.
e) Coordinar la operación de todo el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), especialmente en aquellas maniobras que involucran diferentes centros de operaciones.
f) Controlar la regulación de frecuencia del SADI.
g) Ordenar y/o autorizar la conexión o desconexión de un generador al sistema.
h) Autorizar toda maniobra, ensayo o energización que se realice en el SADI.
i) Coordinar la sincronización de sistemas a posteriori de un colapso total o parcial.
j) Adoptar medidas extremas tales como cortes de carga y/o desconexión de generación en salvaguarda del sistema.
k) Otorgar autonomía en emergencia a Centros de Operación jerárquicamente dependientes cuando las circunstancias lo justifiquen.
l) Validar y/o corregir los estudios que definan límites de operación, restricciones operativas, y criterios operativos presentados por cualquier otro Centro de Operaciones.
m) Coordinar investigaciones conjuntas de contingencias que involucren a más de un Centro de Operaciones.
n) Elaborar informes oficiales de las contingencias que se producen en el SADI, consensuando con los informes recepcionados de los respectivos Centros de Operaciones.
o) Supervisar y validar los ajustes propuestos para las protecciones y sistemas de control que involucren a más de un agente del MEM, y/o a transportistas con un agente.
p) Ordenar en forma directa a cada Centro de Operaciones las maniobras o consignas de operación a respetar.
2.2.- Centro de Control de Operaciones de los Sistemas de Transporte.
Se entiende por CENTRO DE CONTROL DE OPERACIONES DE LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL (COTDT) a aquél que correspondiere a :
* un Transportista por Distribución Troncal.
* un Distribuidor que preste la FTT a otros agentes del MEM, en cuanto a aquel sector de su red afectado, total o parcialmente a dicha prestación.
El CENTRO DE CONTROL DE OPERACIONES DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN (COT), y los CENTROS DE CONTROL DE OPERACIONES DE SISTEMAS DE TRANSPORTE POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL (COTDT) recibirán instrucciones del COC y, en condiciones normales, deberán realizar las maniobras necesarias sobre sus propios sistemas para cumplir con el Programa de Cargas dado por CAMMESA. Asimismo, los COT y los COTDT deberán cumplir las siguientes funciones:
a) Coordinar, supervisar, controlar, ordenar o autorizar maniobras de sus propias instalaciones;
b) Realizar la supervisión y control del estado de su propio sistema para verificar que las potencias, tensiones, intercambios, etc. se ubiquen dentro de sus límites admisibles y cumplan con las condiciones estipuladas en los respectivos convenios de conexión.
c) Informar al COC del estado de su red en condiciones normales, a fin de que se lo considere en eventuales redespachos.
d) Informar rápidamente al COC de las fallas y/o salidas de servicio forzadas de su equipamiento.
e) Solicitar a los COG las condiciones de suministro de potencia reactiva necesaria para el Control de Tensión, de acuerdo a las pautas establecidas por el COC.
f) Requerir a CAMMESA o sus Usuarios información del sistema y previsión de evolución en Tiempo Real.
g) Maniobrar el equipamiento de conexión de un usuario, ante pedido de éste, por emergencia propia del usuario, en las condiciones que se pactaran en el respectivo convenio de conexión.
h) Coordinar el Mantenimiento Programado de su equipamiento con el COC.
i) Notificar a los Centros de Operaciones que corresponda sobre maniobras que afecten los sistemas por ellos operados.
j) Notificar, fehacientemente y en forma previa, a sus usuarios de toda maniobra que tenga efectos no deseados sobre sus sistemas.
k) Coordinar y supervisar los ensayos de equipamiento propio y de los usuarios, en particular lo referente a condiciones de seguridad para el resto de la red.
l) Elaborar informes de contingencias en su sistema de acuerdo a las normas que se establezcan de contenido mínimo y tiempos de presentación.
m) Elaborar y presentar al COC los estudios que avalen sus restricciones operativas, sus límites de operación, y criterios operativos generales de su propio sistema.
n) Analizar las posibles configuraciones de red anormales o de emergencia para planificación de la operación en esas condiciones y presentar sus resultados al COC para su validación.
o) Asumir las funciones delegadas por el COC en condiciones anormales y/o de emergencia.
2.3.- Centro de Control de Operaciones de Generadores.
Es el lugar físico desde el cual se coordina la operación de una o más unidades de generación. Este lugar deberá ser declarado por cada generador ante CAMMESA, indicando todos los medios de comunicación disponibles para acceder a él.
Los CENTROS DE CONTROL DE OPERACIONES DE GENERADORES (COG) tienen las siguientes funciones:
a) Cumplir con su despacho de generación horario.
b) Supervisar sus valores de tensiones, potencia reactiva y cargas en barras.
c) Cumplir con las consignas operativas de CAMMESA.
d) Maniobrar su propio equipamiento según las instrucciones que recibe del COT y/o del COTDT.
e) Maniobrar durante emergencias de acuerdo a procedimientos previstos con autorización u orden del COT y/o del COTDT.
f) Maniobrar durante el restablecimiento del sistema según lo indicado por el COT y/o el COTDT.
g) Informar al COC y al COT-COTDT de valores de variables fuera de límites, alarmas, desenganches, estado de instalaciones etc.
h) Informar al COC y al COT/COTDT toda situación imprevista en sus instalaciones de generación.
i) Establecer indisponibilidades de elementos propios.
j) Elaborar y comunicar al COC y al COT y/o al COTDT los planes tentativos de mantenimiento programado.
k) Solicitar al COT y/o al COTDT la conexión o desconexión de sus instalaciones al Sistema de Transporte.
2.4.- Centro de Control de Operaciones de Distribuidores.
Los CENTROS DE CONTROL DE OPERACIONES DE DISTRIBUIDORES (COD) debe cumplir con las siguientes funciones:
a) Supervisar las tensiones, potencia reactiva y potencia activa en las barras de conexión, conforme se estipula en los respectivos convenios de conexión.
b) Cumplir las consignas operativas de CAMMESA..
c) Maniobrar su equipamiento de conexión según las instrucciones que recibe del COT y/o del COTDT cuando tal equipamiento pueda afectar al sistema de transporte.
d) Maniobrar durante emergencias de acuerdo a los procedimientos previstos con autorización u orden del COT y/o del COTDT.
e) Maniobrar durante el restablecimiento del sistema según lo indicado por el COT y/o por el COTDT.
f) Informar al COT y/o al COTDT los valores de variables fuera de límites, desenganches, estado de instalaciones que afectan el comportamiento del sistema, etc.
g) Elaborar y presentar al COC los criterios operativos generales de su propio sistema, las restricciones operativas y los límites de operación requeridos para la fijación de las componentes Firme y No Firme en los términos de los Anexos 27 y 28, incluyendo los estudios que los avalen.
h) Elaborar y comunicar al COC y al COT y al COTDT los planes tentativos de mantenimiento programado de equipamiento que afectaren al sistema de transporte.
i) Solicitar al COT y/o al COTDT la conexión o desconexión de sus instalaciones al Sistema de Transporte.
Todas las enumeraciones precedentes no tienen carácter taxativo y CAMMESA podrá determinar funciones adicionales a las previstas.
3.- ESTADO DE OPERACIÓN.
Para determinar las obligaciones de los Centros de Control de Operaciones deberá tenerse en cuenta el estado de operación, de acuerdo a la siguiente clasificación:
a) Condiciones Normales,
b) Condiciones Particulares Programadas,
c) Condiciones Anormales y
d) Condiciones de Emergencia.
3.1.- Operación en condiciones normales.
Se considera operación en condiciones normales a toda acción que se ejecuta diariamente sobre el sistema de generación y transporte para mantener su tensión, frecuencia y carga dentro de valores preestablecidos. Las acciones a tomar a tal efecto son las siguientes:
a) CONTROL DE TENSIONES: El Centro de Operaciones del Transportista (COT, COTDT) fijará al COG la tensión a mantener en barras de alta tensión (132, 220, 330 o 500 kV según corresponda), de acuerdo a los criterios aprobados por el COC para ese estado. El COG cumplirá la consigna y en caso de existir limitaciones para cumplir (por ejemplo violación de la Curva de Capabilidad), debe comunicarla al COT/ COTDT. De existir diferencias en la aplicación definirá el COC.
b) CONTROL DE POTENCIA REACTIVA: El COT/ COTDT podrá solicitar variaciones en la potencia reactiva absorbida o entregada a su red por un generador o un distribuidor al COG o COD respectivo, según los criterios aprobados por el COC.
c) VARIACIÓN DE CARGA ACTIVA EN GENERADORES: la variación de carga se hará de acuerdo al despacho económico horario de CAMMESA que conocerán tanto el COT-COTDT como el COG. Cuando un sistema funcione aislado del Sistema Interconectado el COT/ COTDT podrá solicitar la modificación de la carga activa para controlar la frecuencia.
d) CONTROL DE FRECUENCIA: El COC coordinará el control de la frecuencia, excepto que opere en red aislada, donde la asumirá el COT o COTDT correspondiente. En ambos casos será delegada en un COG, para la operación en tiempo real.
3.2.- Operación en condiciones particulares programadas.
Se considera operación en condiciones particulares programadas a las siguientes acciones relacionadas con el mantenimiento de equipos, modificación de instalaciones, entrega y recepción de equipamiento que afecten al Sistema de Transporte:
a) PEDIDO, ENTREGA Y RECEPCIÓN DE INSTALACIONES: Se deben gestionar ante el COC, con participación de los COT/ COTDT involucrados y de acuerdo a la Orden de Servicio especifica. El COT-COTDT entregará las instalaciones para trabajos acorde al pedido solicitado y cada Centro de Operaciones involucrado tomará las medidas de seguridad que sean necesarias y que figuren en la Orden de Servicio correspondiente.
b) CONTROL DE OPERACIONES PROGRAMADAS RIESGOSAS: Toda maniobra en las instalaciones de un Distribuidor o Generador que pueda ser considerada riesgosa para el Sistema debe ser comunicada previamente al COT-COTDT correspondiente.
3.3.- Operación en condiciones anormales.
Se considera que una operación se efectúa en condiciones anormales cuando se produce un evento que interrumpe el servicio de suministro de energía, o bien éste continúa con sus variables fuera de los límites fijados, así como también cuando se deja en forma urgente fuera de servicio instalaciones y/ o equipos para trabajos de revisión, mantenimiento o reparación no programados.
En estas condiciones el Centro de Operación de la Empresa en condiciones anormales deberá informar a los Centros de Operaciones COC y COT/COTDT de las siguientes dificultades:
a) Valores Anormales de tensión, frecuencia o carga.
b) Aplicación de restricciones.
c) Señalización de alarmas, protecciones etc.
d) Presencia de humo, ruidos o descargas.
3.4.-Operación en emergencia.
Se considera operación en emergencia a las operaciones que deben ser efectuadas por los Operadores en condiciones extraordinarias como consecuencia de contingencias severas que produzcan o puedan producir el colapso parcial o total del sistema eléctrico. Se pueden clasificar en emergencia:
a) Energética.
b) del Sistema de Transporte en Alta Tensión.
c) de un Sistema de Transporte por Distribución Troncal.
d) de un Distribuidor
e) de un Generador.
f) por Colapso del Sistema.
4.- JERARQUÍAS OPERATIVAS.
A fin de establecer las jerarquías operativas entre distintos Centros de Operaciones deberá tenerse en cuenta el estado de operación del sistema para coordinar las maniobras.
A estos efectos la jerarquía del COTDT correspondiente a un Distribuidor Troncal precederá a la correspondiente al COD de un Distribuidor que presta la Función Técnica de Transporte (FTT).
4.1.- Estado Normal.
En estado normal la coordinación de este tipo de operación es de CAMMESA, cuyo Centro de Operaciones (COC) coordinará las maniobras y operaciones con los Centros de Operaciones de TRANSENER (COT), de Distribuidores Troncales (COTDT), de Distribuidores (COD), y de Generadores (COG). Cada Centro realizará sus maniobras con criterio propio de acuerdo a las pautas generales establecidas por el COC.
4.2.- Estado Normal Programado.
En estado normal programado toda acción relacionada con el mantenimiento y, operación de equipos y medidas de seguridad para la entrega y recepción de instalaciones relacionados con el Sistema de Transporte será instruida, en orden de prelación, por el COC, el COT y/o el COTDT, el COD y el COG.
4.3.- Estados Anormales.
En estados anormales, según quien sea el afectado las instrucciones de maniobra serán impartidas, en orden de prelación por el COC, el COT y/o el COTDT y el COD o por el COC, el COT y/o el COTDT y el COG.
4.4.- Estados de Emergencia.
Cuando se den condiciones de emergencia en el sistema, el COC delegará la tarea de coordinación operativa que le corresponde en el COT-COTDT pertinente hasta tanto se logre transferir dicha tarea a CAMMESA. Para ello cada Centro de Operación deberá proponer un plan de operaciones, para cada una de la situaciones previstas, el cual será sometido a consideración de los Usuarios y aprobado por el COC. Solamente el COC tomará decisiones de despacho o redespacho, y los otros centros de control aplicarán la instrucciones que al respecto establezca el COC.
a) EMERGENCIA ENERGÉTICA: Se entiende por emergencia energética la existencia de un déficit momentáneo de generación en el SADI, correspondiendo en tales circunstancias impartir instrucciones, en orden de prelación al COC, COG, COT-COTDT, COD.
b) EMERGENCIA EN EL SISTEMA DE TRANSPORTE EN ALTA TENSIÓN: En contingencias del Sistema de Transporte en Alta Tensión las instrucciones para el área en emergencia serán impartidas, en orden de prelación, por el COT, COTDT-COG, COD. El resto del SADI mantiene jerarquías de operación normal.
c) EMERGENCIA EN EL SISTEMA DE TRANSPORTE POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL: En las contingencias que se restringen a un área operada por una empresa de Transporte por Distribución Troncal las instrucciones serán impartidas para el sistema en emergencia, en orden de prelación, por el COTDT, COG y el COD.
d) EMERGENCIA EN UNA UNIDAD GENERADORA: Ante una falla propia de la unidad generadora el COG tendrá la máxima jerarquía durante tal emergencia.
e) PERDIDA PARCIAL O TOTAL DEL SISTEMA: Como caso particular de Condición de Emergencia se encuentra la reposición parcial o total del sistema ante un colapso, en esas condiciones las jerarquías operativas cambian. Para cumplir con el cometido de recuperación del sistema es necesario contar siempre en cada Centro de Operaciones con el ránking de máquinas, (obtenido del despacho económico del sistema y comunicado por el COC), que deben subir o bajar su generación ante emergencias.
e.1) COLAPSO TOTAL DEL SADI: Se entiende por tal una eventual pérdida total de generación y carga en todo el SADI. En esas condiciones el nivel determinante será el de COC, y deberá dar en esas condiciones la instrucción al COT de separar el sistema en subsistemas aislados. En cada subsistema (área) aislado cada COT, COTDT o COD deberá coordinar la recuperación de su propia área hasta el nivel de demanda mayor que le sea posible de acuerdo a la generación disponible en el área. Una vez alcanzado ese nivel de equilibrio avisará al COC su posibilidad de interconectarse, y éste determinará la oportunidad de la sincronización que coordinará con dicho COT, COTDT o COD y el COT.
e.2.) COLAPSO PARCIAL DEL SADI: Es el caso de pérdida total de generación y carga en una o más áreas vinculadas. Allí el COC delegará la tarea de la reposición en el COT y los COTDT o COD respectivos según corresponda. La obligación del COTDT o COD consistirá en recuperar su sistema sin vincularse al sistema de 500 kV, y la del COT ir recuperando su sistema de 500 kV; una vez cumplidos ambos cometidos, el COC supervisará la sincronización de cada subsistema con el sistema de 500 kV.
e.3.) REDUCCIÓN DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE: La pérdida de uno o más elementos de transmisión, puede restringir la capacidad de transporte de un dado subsistema. La actuación de automatismos pueden llevar a la desconexión automática de generación y carga instantáneamente. De persistir la falla o los elementos fuera de servicio es necesario redespachar el sistema con las restricciones existentes. En ese caso el COT adecuará su sistema a la nueva situación informando a los COG y COTDT-COD respectivos sus nuevas consignas de operación de acuerdo al orden de prioridad que elabora diariamente el COC. El COC por su parte despachará otras máquinas para cubrir el faltante de generación, dando ordenes a otros COG.
5.- MANTENIMIENTO PROGRAMADO.
Toda Salida de Servicio programada, por mantenimiento programado o preventivo, de equipamientos de un agente del MEM (Generadores, Transportistas, Distribuidores Troncales, o Distribuidores cumpliendo funciones de Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte(PAFTT)), debe ser aprobada por el COC y solicitada por el Centro de Operaciones que maniobra dicho equipamiento.
La solicitud deberá contener como mínimo los siguientes datos:
a) Equipo que debe salir de servicio
b) Descripción breve de tareas a realizar.
c) Duración estimada de las tareas.
d) Información complementaria que estime necesaria.
Las solicitudes deben hacerse con antelación a la programación estacional para todos los agentes del MEM, incluyendo una programación tentativa para los siguientes TREINTA (30) meses.
El COC recogerá las solicitudes y realizará la coordinación con los agentes, para establecer un programa óptimo de todo el sistema, el cual se incluirá en la programación estacional.
Cuando resulte necesario operativamente se pueden solicitar semanalmente cambios al mantenimiento programado, que CAMMESA los validará de ser posible y los incorporará a la programación semanal.
En la operación en tiempo real el COC coordinará con el Centro de Operaciones que corresponda la desenergización y posterior energización de los equipos.
El COC establecerá la Orden de Servicio respectiva de aplicación para todos los agentes.
6.- ENSAYOS EN EL SISTEMA.
Cuando un agente necesite realizar una supervisión y/o ensayo en su equipamiento, y tales tareas pueden tener repercusión sobre equipamientos de otros agentes, debe solicitar a través de su Centro de Operaciones autorización al COC.
La solicitud deberá contener como mínimo los siguientes datos:
a) Equipos a ensayar
b) Necesidad y Motivos del Ensayo
c) Tareas a realizar
d) Características del ensayo. Evaluación de sus implicancias.
e) Fecha y Duración
El COC informará a los agentes que pueden verse afectados, coordinará el acuerdo de éstos para la realización del ensayo, aprobándolo o suspendiendo su ejecución según resultare conveniente en tales circunstancias.
El COC establecerá la Orden de Servicio correspondiente.
7.- ENERGIZACIONES DEL EQUIPAMIENTO.
Las maniobras de energización serán determinadas por el COC (Excepto condición emergencia) e instruirá en tal sentido a cada Centro de Operaciones. El COC establecerá por Orden de Servicio los procedimientos generales de estas maniobras.
Para ello cada Centro de Operaciones deberá proponer un plan de operaciones, para cada una de la situaciones previstas, el cual será sometido a consideración de los Usuarios y aprobado por el COC.
8.- REPOSICIÓN DE LÍNEAS.
Según sea la gravedad de la emergencia, deberá respetarse lo detallado referente a la jerarquía operativa.
El Centro de Operaciones encargado de las tareas de coordinación, de acuerdo a lo establecido en el Punto 4 "Jerarquías Operativas" de la presente norma, será quien coordine la reposición, y de haber más de una línea a energizar será quién determine la secuencia de entrada en servicio más apropiada.
El COC establecerá un procedimiento a cumplir en general por cada Centro de Operaciones, según el tipo de falla, tipo de línea, etc.
Los COT-COTDT deberán proponer un plan de operaciones, para cada una de la situaciones previstas, el cual será sometido a consideración de los Usuarios y aprobado por el COC.
9.- REPOSICIÓN DE CARGAS.
La reposición de cargas luego de un corte por condiciones de emergencia será coordinado por el COC.
10.- ÓRDENES DE SERVICIO DE CADA CENTRO DE OPERACIONES.
El COC establecerá las Ordenes de Servicio operativas para el SADI. Los agentes y los restantes Centros de Operaciones podrán observarlas y proponer alternativas.
Cada Centro de Operaciones ( COT , COTDT , COD y COG ) deberá elevar al COC su propuesta de plan de operaciones de su propio sistema, que se encuadren en las atribuciones y obligaciones propias y delegadas por el COC para casos de emergencia.
Los planes de operación que debe elevar cada Centro de Operaciones deben contener , entre otros :
a) Energización de equipamientos.
b) Reposición de líneas y cargas.
c) Emergencias.
d) Restricciones de mantenimiento.
e) Equipamientos requeridos de otros usuarios del sistema.
f) Regulación de tensión y frecuencia.
Los COD de los PAFTT deberán incluir los criterios operativos requeridos para fijar la capacidad de transporte remanente de sus sistemas, los que deberán ser avalados en su presentación, con cálculos que demuestren que responden a evaluaciones de mínimo costo, teniendo en cuenta los valores de ENS que figuran en el Contrato de Concesión del Distribuidor y que sean aplicables a toda su red sin discriminación de ninguna naturaleza.
Hasta tanto no se encuentren aprobados los mismos por el ENRE, el COC deberá adoptar el criterio operativo que responde a la operación de mínimo costo del SADI, incluyendo la valorización de la energía no suministrada en el mismo.
En el caso de UFTT Distribuidores que se encuentren recibiendo la prestación adicional de la FTT NO FIRME, de no haber sido establecidos previamente criterios operativos que tengan en consideración el abastecimiento de su demanda, el criterio a aplicar será el definido por el ENRE. Hasta tanto el citado Ente no establezca tal criterio, la demanda del UFTT Distribuidor será considerada dentro la obligación de abastecimiento de la demanda propia del prestador.
CAMMESA, a través de su COC, dará vista a los agentes involucrados en cada caso por un plazo de QUINCE (15) días corridos para que realicen sus objeciones. De no existir objeciones automáticamente se transformará en Orden de Servicio.
De presentarse objeciones el COC coordinará con los agentes involucrados y el Centro respectivo la elaboración de una propuesta consensuada. De no existir acuerdo al transcurrir TREINTA (30) días corridos de la presentación de la propuesta original, el COC sancionará la que considere propuesta más adecuada.
Estas Ordenes de Servicio regirán hasta tanto por solicitud de un agente cualquiera sean actualizadas.
Transitoriamente hasta la elaboración y/o actualización de las nuevas Ordenes de Servicio, se tomará como referencia las Ordenes de Servicio vigentes en cada Centro de Operaciones.
Redacción SicaNews [ newsletter@sicaelec.com
]
|
