image description

Inicio > Seguridad del sistema > Apagón en el Sistema Interconectado Central

Apagón en el Sistema Interconectado Central

SystepA las 20:30 horas del día sábado 24 de septiembre de 2011 se produjo en el Sistema Interconectado Central (SIC) un apagón que abarcó desde la cuarta hasta la séptima región del país. El apagón se habría generado, según el comunicado oficial del Centro de Despacho Económico de Carga del SIC (CDEC-SIC), en una falla en la zona de Linares, que originó la salida de servicio del sistema de transmisión de 500 kV.

De acuerdo a la información de prensa publicada por el operador del sistema, a las 22:37 horas del mismo día se habría restablecido el servicio eléctrico para la totalidad de los consumos del sistema, mediante la aplicación de los planes de recuperación de servicio vigentes. Las dos horas de ocurrencia de apagón coinciden con lo que históricamente ha tardado el sistema en recuperarse totalmente de condiciones de este tipo.

En particular, la empresa de transmisión propietaria de las principales instalaciones involucradas, Transelec, ha informado que la falla se presentó en el interruptor JCE2, correspondiente al banco de condensadores de 65 MVAR ubicado en la barra N°2 de la subestación Ancoa 220 kV.

Geográficamente, la subestación Ancoa se encuentra situada en las cercanías de la ciudad de Linares, en la VII región del país, y forma parte del sistema de transmisión de 500 kV que conecta las subestaciones Charrúa en la zona sur del país con la subestación Alto Jahuel, que concentra la mayor parte del consumo del SIC. Tomando en cuenta que gran parte de la generación hidroeléctrica se concentra en el extremo sur del país, es que el sistema en cuestión es vital para la normal operación del sistema eléctrico chileno.

Eléctricamente, la subestación Ancoa cuenta con un banco de autotransformadores monofásicos 525/220kV de 750MVA, previéndose la incorporación de un segundo transformador Ancoa 500/220 para el mes de julio de 2016, de acuerdo a la Resolución Exenta N°13 de 2011 resultante del Estudio de Transmisión Troncal (ETT). En la Figura 1 se puede ver el diagrama unilineal del SIC incluyendo las expansiones fruto del ETT.

Comportamiento del sistema

Caracterizada la subestación donde habría ocurrido la falla, se describe cual fue el comportamiento del sistema producto de ésta. El primer antecedente a revisar es el perfil de carga horario del sistema y su comparación con lo ocurrido en otros días sábados de septiembre, a modo de referencia, que se puede apreciar en la Figura 2. Cabe destacar que típicamente entre las 20 y las 22 horas de los días sábados ocurre la demanda máxima del sistema para esos días, período que coincide con la ocurrencia del apagón.

Separando la generación por zona geográfica, tomando como zona norte aquella comprendida entre las subestaciones Diego de Almagro y Los Vilos, zona centro entre Los Vilos y Ancoa, y zona sur entre Ancoa y Puerto Montt, de acuerdo a la clasificación del CDEC-SIC, la Figura 3 da cuenta de forma clara de los efectos del apagón en la operación del sistema, donde se aprecia que la generación norte y centro se reduce casi en su totalidad, manteniéndose parte de la generación al sur de Ancoa.

La misma situación se observa en la evolución de los costos marginales entre las 20 y las 23 horas del día en cuestión (Figura 4). Se puede apreciar claramente como en el área de influencia del apagón, es decir, para todas aquellas barras ubicadas entre la S/E Pan de Azúcar y S/E Ancoa, el costo marginal alcanza el costo de falla actualizado (491,1 US$/MWh), desacoplándose el resto del sistema no contenido en la zona.

Causas del apagón

Como se indicara, se ha informado que la falla se habría presentado en el interruptor JCE2, correspondiente al banco de condensadores de 65 MVAR ubicado en la barra N°2 de la subestación Ancoa 220 kV. Producto de la falla en el nivel de 220 kV de la subestación Ancoa, se habría presentado un efecto eléctrico anómalo en los equipos de compensación de reactivos de las líneas de 500 kV Ancoa – Alto Jahuel y Ancoa – Polpaico, el cual habría sido interpretado como falla por las protecciones de esos equipos, originando la salida de servicio de central Pehuenche (que estaba generando 570 MW, ver Figura 5) y de las mencionadas líneas de 500 kV.

Sin otros antecedentes disponibles, y en el escenario que no hubiese ocurrido una operación indeseada de las protecciones del sistema de 500 kV, se podría argumentar que la desconexión del bloque de generación de Pehuenche podría haber sido controlada con los esquemas de desconexión de carga y la reserva en giro del sistema, sumado con la capacidad de generación ubicada al norte de Ancoa. No obstante, al salir fuera de servicio el sistema de 500 kV de Ancoa al norte, se dejó fuera no sólo a la central Pehuenche sino a toda la generación hidráulica proveniente del sur (mas de 2.000 MW de acuerdo a la Figura 3). Ante este escenario no existiría ningún plan de acción que permitiera al CDEC controlar la situación, provocando inevitablemente la condición de apagón en el sistema.

La demora en la recuperación de servicio estaría asociada a la falla del sistema SCADA del CDEC-SIC, que de acuerdo a informaciones oficiales habría quedado sin suministro eléctrico como resultado del apagón, con el consecuente colapso del sistema informático y de comunicaciones que permite reponer el suministro.

Multas y compensaciones

Las autoridades, dirigidas por el Ministro de Energía, han iniciado las investigaciones correspondientes al apagón. Estas, según la regulación, son realizadas por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, que puede aplicar multas a los integrantes del CDEC e imponer compensaciones a los usuarios, dependientes de la gravedad del evento y responsabilidad de los involucrados. Adicionalmente, desde el Ministerio se han manifestado interesados en una revisión del marco institucional y de los mecanismos de funcionamiento del CDEC.

El directorio del CDEC, por su parte, ha propuesto una serie de medidas para lograr mejorar en el corto plazo la seguridad de suministro del principal sistema eléctrico del país. Dichas acciones hablan incluso de revisar la ubicación física del CDEC-SIC, junto con otras medidas que buscan evitar que se repita un apagón tan extenso relacionado con las falencias actuales en los telecomandos durante condiciones de falla, verificación de respaldos y de suministro en las principales subestaciones, revisar las condiciones de respuesta del sistema SCADA, llamando a licitación para la compra de un nuevo sistema alternativo al SCADA actualmente operando y la implementación de un plan de defensa de contingencias extremas, que incluye la instalación de otros equipos de respaldo.

Por Systep, consultora chilena altamente especializada en el campo de los estudios técnicos y económicos del sector energético.

Categories: Seguridad del sistema
  1. Sin comentarios aún.
  1. Sin trackbacks aún.