La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la

MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS DE MÁSTER

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

distribución

Autora: Trinidad Moya López Madrid, Octubre 2008

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

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Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno/a:

Trinidad Moya López

………………………………………………….

EL DIRECTOR

Joaquin Cabetas Felipe

Fdo.:………………………..Fecha: 7/10/2008

EL TUTOR

Tomás Gómez San Román

Fdo.: ………………………..Fecha: 7/10/2008

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Tomás Gómez San Román

Fdo.: ………………………..Fecha: 7/10/2008


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RESUMEN

La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico en España define la distribución de

electricidad como una actividad regulada, cuya retribución es aprobada

anualmente por el Estado. Esta retribución debe reconocer los costes

incurridos por las empresas distribuidoras para el desarrollo de su actividad,

cumpliendo unos criterios de calidad del suministro que también están

regulados.

Los requerimientos de calidad de suministro están regulados por el RD

1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el Real Decreto 1634/2006, contemplan

entre otros aspectos el cumplimiento de unos límites de calidad zonal e

individual denominados TIEPI y NIEPI. Aunque es posible diseñar la red de

distribución para cumplir con criterios de garantía de de suministro más

estrictos a los definidos por la normativa estatal, en la práctica estos no

estarían reconocidos dentro de la retribución que percibirían las empresas

distribuidoras.

A raíz de una serie de grandes incidentes ocurridos en los últimos años, en

los que se produjo la pérdida completa de subestaciones urbanas en grandes

núcleos de población (Madrid y Barcelona) acompañada en algunos casos del

incendio de la instalación, en algunas Comunidades Autónomas se han

planteado requerimientos de garantía de suministro superiores a los definidos

por la normativa estatal.

Concretamente en la Comunidad de Madrid se ha aprobado la Ley 2/2007

por la que se regula la garantía de suministro eléctrico y el Decreto 19/2008

que la desarrolla. Además está en fase de aprobación otra Ley similar en

Cataluña.

La Ley 2/2002 y el Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid introducen

unos requerimientos en el cumplimiento de la garantía de suministro de forma

que ante grandes incidentes como los ocurridos por la pérdida completa de una

subestación el mercado pueda reponerse en su totalidad en menos de seis

horas. Esto, tal y como se desarrolla en la tesis, supone de forma efectiva la


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introducción de un criterio de planificación de fiabilidad múltiple (n-x) que es el

fallo completo de subestación, mucho más exigente que el criterio de fiabilidad

de fallo simple (n-1) habitualmente aplicado en distribución, y superior a los

requerimientos de calidad de servicio de la normativa estatal.

Debería ser necesario por lo tanto, antes de proceder a la aprobación de

este tipo de normativas con garantías de suministro superiores a la normativa

estatal, evaluar todos los aspectos que supongan un incremento en el coste de

la actividad de distribución. Este coste debería estar reconocido en la

retribución que anualmente percibe la actividad de distribución.


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INDICE DE CONTENIDOS 1. INTRODUCCIÓN .................................................................................. 9

1.1 Objeto de la tesis................................................................................. 10 2. CALIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO .......................................... 11

2.1 Normativa aplicable ............................................................................. 11 2.2 Calidad de servicio según la normativa estatal ................................... 12

2.2.1 Medición de la continuidad de suministro: Índices TIEPI y NIEPI .................................................................................................. 14

2.2.2 Límites de cumplimiento de la calidad de suministro individual . 16 2.2.3 Límites de cumplimiento de calidad zonal ................................. 18

2.3 Calidad de servicio según la normativa de las Comunidades Autónomas ....................................................................................................... 19 3. CRITERIOS DE DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN ................ 21

3.1 Estructura de la red de distribución ..................................................... 21 3.1.1 Instalaciones de la red de distribución ....................................... 22 3.1.2 Topología básica de la red distribución ..................................... 23 3.1.3 Localización de averías y reposición del servicio ...................... 26

3.2 Planificación de la red de distribución ................................................. 27 3.2.1 Escenarios de estudio y modelado de la red ............................. 31 3.2.2 Parámetros de control en la red de distribución ........................ 32 3.2.3 Criterios de fiabilidad en la red de distribución .......................... 33

3.2.3.1 Sobrecargas ................................................................................ 33

3.2.3.2 Caídas de tensión ........................................................................ 35

3.2.3.3 Cumplimiento de calidad ............................................................. 35

3.2.3.4 Fallo de elementos ...................................................................... 36

3.2.4 Priorización de criterios de fiabilidad ......................................... 39 3.3 Desarrollo de la red de distribución ..................................................... 43

3.3.1 Configuración de las subestaciones de distribución .................. 44 3.3.2 Configuración de la red de Media Tensión ................................ 48

3.3.2.1 Red de Media Tensión rural ........................................................ 48

3.3.2.2 Red de Media Tensión urbana .................................................... 52

4. CONTENIDO DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID .................. 64

4.1 Antecedentes ...................................................................................... 64 4.2 Objeto .................................................................................................. 65 4.3 Ámbito de aplicación ........................................................................... 67


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4.4 Justificación de la competencia en materia de regulación por parte de las comunidades autónomas ............................................................................ 68

4.5 Definiciones ......................................................................................... 69 4.6 Programa periódico de actuaciones .................................................... 72 4.7 Tiempos relacionados con la atención de incidencias ......................... 74 4.8 Criterios de desarrollo ......................................................................... 75

4.8.1 Fiabilidad del suministro ............................................................ 75 4.8.2 Potencia nominal de las instalaciones ....................................... 76

4.9 Conexión de nuevos suministros ........................................................ 77 4.10 Criterios de diseño en subestaciones .................................................. 78 4.11 Equipos auxiliares de emergencia ...................................................... 79 4.12 Plazo para adaptación de medios materiales a lo indicado por la Ley

2/2007 y el Decreto 19/2008 ............................................................................ 79 4.13 Régimen sancionador ......................................................................... 80 4.14 Otros aspectos .................................................................................... 81

5. APLICACIÓN DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID .................. 83

5.1 Introducción del criterio de fallo de subestación .................................. 83 5.1.1 Alcance del fallo de subestación ............................................... 85 5.1.2 Metodología de estudio del fallo de subestación ....................... 92 5.1.3 Consecuencias en el desarrollo de redes de distribución.......... 98 5.1.4 Ejemplo práctico de aplicación de fallo total ............................ 100

5.2 Conexión de nuevos suministros ...................................................... 104 5.3 Utilización de equipos móviles de emergencia .................................. 106 5.4 Riesgos de incumplimiento ............................................................... 111

5.4.1 Incumplimiento de calidad de suministro ................................. 111 5.4.2 Incumplimiento requerimientos Ley 2/2007 y Decreto 19/008 . 111 5.4.3 Incumplimiento de plazos ........................................................ 114

5.5 Influencia en desarrollos normativos de otras Comunidades Autónomas .......................................................................................................... 116

5.6 Costes para las empresas distribuidoras .......................................... 117 6. CONCLUSIONES FINALES .............................................................. 123 7. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................. 126


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INDICE DE TABLAS

Tabla 1. Clasificación de zonas de suministro .................................................. 14

Tabla 2. Límites de calidad individual Clientes MT (de 1 a 36 kV) ................... 17

Tabla 3. Límites de calidad individual Clientes BT (menor o igual a 1 kV) ....... 17

Tabla 4. Límites de calidad de suministro zonal ............................................... 18

Tabla 5. Parámetros de control del nivel de carga admisible ........................... 32

Tabla 6. Priorización de criterios de fiabilidad red de distribución .................... 41

Tabla 7. Tiempo de atención de incidencias según Decreto 19/2008 .............. 74

Tabla 8. Tiempo de reposición del servicio según Decreto 19/2008 ................ 74

Tabla 9. TIEPI 2003-2006 por Comunidad Autónoma .................................... 111

Tabla 10. Rango de sanciones ....................................................................... 113

Tabla 11. Incentivo máximo de calidad según RD 222/2008 ......................... 119


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INDICE DE ILUSTRACIONES

Ilustración 1. Esquema básico de la red de distribución ................................... 21

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

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

Ilustración 4. Subestación con esquema de doble barra .................................. 46

Ilustración 5. Subestación con esquema en H ................................................. 46

Ilustración 6. Subestación con esquema en entrada-salida ............................. 47

Ilustración 7. Red de MT en zona rural ............................................................ 49

Ilustración 8. Esquema básico de CX ............................................................... 54

Ilustración 9. Esquema de red de MT con CX en explotación normal .............. 54

Ilustración 10. Esquema de red de MT con CX ante el fallo del circuito 1 en

salida de ST ..................................................................................................... 55

Ilustración 11. Esquema básico de un CR con tres barras ............................... 56

Ilustración 12. Esquema de red de MT con un CR en explotación normal ....... 57

Ilustración 13. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un alimentador ... 58

Ilustración 14. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un circuito

distribuidor ........................................................................................................ 58

Ilustración 15. Esquema de red de MT con dos Centros de Reparto ............... 60

Ilustración 16. Esquema de red de MT con tres Centros de Reparto ............... 61

Ilustración 17. Mercados principales de subestaciones en zona urbana .......... 71

Ilustración 18. Mercado secundario de subestaciones en zona urbana ........... 72

Ilustración 19. Ejemplo de incumplimiento de mercado secundario ................. 76

Ilustración 20. Demanda máxima atendida desde equipos de emergencia ..... 77

Ilustración 21. Ejemplos de fallos destructivos en una subestación MAT/MT .. 91

Ilustración 22. Representación de red de Media Tensión en PSS/E ................ 95

Ilustración 23. Ejemplo de red de MT alimentada desde una Subestación .... 101

Ilustración 24. Ejemplo de mercado afectado por el fallo de subestación ...... 102

Ilustración 25. Ejemplo de resolución de PNG por fallo de subestación ........ 103

Ilustración 26. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde una

subestación .................................................................................................... 104

Ilustración 27. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde dos

subestaciones ................................................................................................ 105

Ilustración 28. Conexión de cable subterráneo 132 kV a subestación móvil .. 109


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Ilustración 29. Alternativa de conexión de subestación móvil a red AT (45 kV)

....................................................................................................................... 110


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1. INTRODUCCIÓN

La distribución de energía eléctrica es una actividad regulada cuyo objetivo

es el suministro de electricidad desde la red de transporte hasta los

consumidores finales que demandan dicha energía, cumpliendo ciertos criterios

de calidad, seguridad y fiabilidad, por lo cual recibe una remuneración

reconocida por la normativa estatal.

Es precisamente la calidad de servicio eléctrico el aspecto de la distribución

de energía con un mayor impacto socio-económico. Las interrupciones del

servicio son percibidas muy negativamente por los consumidores y tienen en

ocasiones su reflejo en los medios de comunicación. Esto es debido a que las

exigencias de los consumidores finales en los últimos año han ido creciendo,

por la mejora del nivel de vida y el crecimiento económico

La normativa que regula la calidad de servicio a nivel estatal establece unos

indicadores para la cuantificación de la continuidad del suministro y sus límites

máximos, tanto a nivel zonal como individual.

Aunque es posible desarrollar requerimientos de calidad superiores a lo

regulado por la normativa estatal, la inversión necesaria para su cumplimiento

no estaría reconocida dentro de la remuneración de la distribución.

Algunas Comunidades Autónomas han desarrollado o están en fase de

desarrollar leyes que regulan requisitos de garantía de suministro superiores a

los indicados en el RD 1955/2007, de acuerdo con las competencias

específicas que les proporciona la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. Estos

requisitos como se verá más adelante en esta tesis van dirigidos principalmente

a evitar grandes incidentes en zonas urbanas.

La aplicación práctica de estos requerimientos superiores de calidad por

parte de las empresas eléctricas introduce criterios de planificación de redes

más estrictos, y por lo tanto aparecerán nuevas inversiones en infraestructuras,

cuyo coste extraordinario no ha sido evaluado a la hora de aprobar la

reglamentación de las Comunidades ni es tenido en cuenta en la retribución de


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la actividad de la distribución, lo cual deberá ser corregido para que el

desarrollo de estos criterios pueda ser viable.

1.1 Objeto de la tesis

En esta tesis se analiza el impacto en la actividad de la distribución

eléctrica de la aplicación de los requisitos superiores de garantía de suministro

eléctrico introducidos en la reglamentación aprobada por algunas Comunidades

Autónomas, en comparación con lo indicado en la reglamentación a nivel

estatal y con los criterios tradicionales de planificación y desarrollo de redes.

Para ello, en la primera parte de la tesis se indica la normativa existente

en España en materia de calidad de servicio, tanto a nivel estatal como a nivel

de las Comunidades Autónomas.

En la segunda parte de la tesis se describen los criterios tradicionales de

planificación y desarrollo de la red de distribución, que incluyen el cumplimiento

de la normativa estatal en materia de calidad de servicio.

En la tercera parte de la tesis, que constituye el núcleo central de la

misma, se describe el contenido de la Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008 sobre

garantía de suministro aprobado en la Comunidad de Madrid, y se analiza su

aplicación práctica y las modificaciones que estos requerimientos superiores

introducen en los criterios de planificación y desarrollo de redes tradicionales,

así como en los costes de inversión de las propias distribuidoras y de los

nuevos suministros en zona urbana.

En la última parte de la tesis se resumen las conclusiones finales.


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2. CALIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO

2.1 Normativa aplicable

La normativa aplicable sobre calidad del suministro eléctrico en España a

nivel estatal es la siguiente:

• “Ley 54/1997, de 27 noviembre, del Sector Eléctrico”

• “Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las

actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y

procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica”.

Este RD desarrolla los aspectos de la Ley 54/1997 en materia de calidad

de servicio.

• “Orden ECO/797/2002, de 22 de marzo, por la que se aprueba el

procedimiento de medida y control de la continuidad del suministro

eléctrico”. Esta Orden desarrolla los aspectos del Real Decreto

1955/2000 en materia de calidad de servicio.

• Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la

tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007”. En este RD se modifican

los límites de los índices de calidad definidos en el RD 1955/2007.

• “Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el

régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica”.

En este RD se establece la metodología para el cálculo de la retribución,

incluyendo un incentivo de calidad de servicio.

Además existen las siguientes normativas aprobadas por las Comunidades

Autónomas, dentro de sus competencias, en materia de calidad de suministro

eléctrico:

• “Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del

suministro eléctrico de la Comunidad de Madrid”.

• “Ley 4/2007, de 13 de diciembre, por la que se modifica la Ley 2/2007,

de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico

en la Comunidad de Madrid, adaptándola a la Ley Estatal 17/2007, de 4

de julio”. Esta Ley modifica a la Ley 2/2007 en algunos aspectos como


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por ejemplo incremento en el régimen sancionador e introducción de la

responsabilidad de las empresas transportistas en relación con la

garantía de suministro.

• “Decreto 19/2008, de 13 de marzo, del Consejo de Gobierno, por el que

se desarrolla la Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la

garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid”.

• “Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suministro

eléctrico en Extremadura”.

• “Decreto 58/2007, de 10 de abril, por el que se regula el procedimiento

de control de la continuidad en el suministro eléctrico y las

consecuencias derivadas de su incumplimiento”. Este Decreto desarrolla

la Ley 2/2002 de Extremadura.

2.2 Calidad de servicio según la normativa estatal

La Ley 54/1997 establece que la distribución de energía eléctrica es una

actividad regulada por la que las empresas distribuidoras perciben una

retribución anual que se define a nivel estatal, en base a la metodología

recientemente aprobada en el RD 222/2008, y que incluye de forma básica los

siguientes términos:

• Retribución por Operación y Mantenimiento de las instalaciones que

gestione cada distribuidor.

• Retribución de la Inversión.

• Retribución por otros costes necesarios para desarrollar la actividad de

distribución, tales como gestión comercial, planificación de las redes o

gestión de la energía.

• Incentivo o penalización a la calidad de servicio, en base a una fórmula

del cumplimiento de los índices de calidad que se definen en el RD

1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006. Este incentivo

podrá ser cómo máximo del 3% de la retribución del año anterior.

• Incentivo o penalización por la reducción de pérdidas.

Dentro de las responsabilidades de cada empresa distribuidora, por las

cuales percibe una retribución reconocida, se encuentra el cumplimiento de la


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calidad de servicio según los requerimientos desarrollados por la normativa

estatal en el RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006.

A continuación se indica de forma resumida el contenido de la normativa

estatal en materia de calidad de servicio.

Según el RD 1955/2000 la calidad de servicio comprende a su vez tres

aspectos:

• Calidad del producto, relativo a la calidad de onda.

• Calidad en atención y relación con el cliente, relacionada con

actuaciones de información, asesoramiento, contratación, comunicación

y reclamación.

• Continuidad del suministro eléctrico, relativo al número y duración de las

interrupciones de suministro.

La calidad de servicio se puede clasificar además en cuanto a su extensión:

• Calidad individual: es aquella de naturaleza contractual, que se refiere a

cada uno de los consumidores.

• Calidad zonal: es la referida a una determinada zona geográfica,

atendida por un único distribuidor.

Estas zonas geográficas sobre las que se aplica la calidad zonal son, en

función del número de puntos de suministro por municipio, las siguientes:

• Zona urbana: conjunto de municipios de una provincia con más de

20.000 suministros, incluyendo capitales de provincia, aunque no lleguen

a la cifra anterior.

• Zona semiurbana: conjunto de municipios de una provincia con un

número de suministros comprendido entre 2.000 y 20.000, excluyendo

capitales de provincia.

• Zona rural concentrada: conjunto de municipios de una provincia con un

número de suministros comprendido entre 200 y 2.000.


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• Zona rural dispersa: conjunto de municipios de una provincia con menos

de 200 suministros, así como los suministros ubicados fuera de los

núcleos de población que no sean polígonos industriales o residenciales.

Nº de suministros por municipio Zona de suministro >20.000 Urbana Entre 2.000 y 20.000 Semiurbana Entre 200 y 2.000 Rural concentrado <200 Rural disperso

Tabla 1. Clasificación de zonas de suministro

2.2.1 Medición de la continuidad de suministro: Índices TIEPI y NIEPI

La continuidad del suministro en la normativa estatal viene determinada por

el número y la duración de las interrupciones, entendiéndose como interrupción

en la alimentación aquella situación en la que la tensión en los puntos de

suministro no supera el 10 por 100 de la tensión nominal de la red. Las

interrupciones pueden clasificarse en función de:

• Duración: largas, que son las de duración superior a tres minutos, o

breves, de duración inferior o igual a tres minutos.

• Origen: imprevistas o programadas, estas últimas para permitir la

ejecución de trabajos programados en la red. Las interrupciones

programadas deben ser autorizadas por el órgano competente de

energía de la Administración autonómica y deben ser comunicadas a los

consumidores afectados con tiempo de antelación mínimo de

veinticuatro horas. Las interrupciones imprevistas pueden deberse a

causas propias de la distribución o a causas externas (provocadas por

terceros o por fuerza mayor).

La determinación de la continuidad del suministro se basa por lo tanto en

dos parámetros, el tiempo de interrupción y el número de interrupciones, a

partir de los cuales se obtienen los índices para cuantificar la calidad según el

RD 1955/2000 y la Orden ECO/797/2002:

• Tiempo de interrupción, es el tiempo que transcurre desde que la misma

se inicia hasta que finaliza, medido en horas. El tiempo de interrupción


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total será la suma de todos los tiempos de interrupción durante un plazo

determinado. A partir de este parámetro se obtiene el indicador o índice

de continuidad de suministro denominado TIEPI, que es el tiempo de

interrupción equivalente de la potencia instalada en media tensión (1 kV

< V 36 kV) y que se define mediante la siguiente expresión:

Dónde:

Σ PI = suma de la potencia instalada de los centros de transformación

MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT (en kVA).

PIi = potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del

distribuidor más la potencia contratada en MT, afectada por la

interrupción "i" de duración Hi (en kVA).

Hi = tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia PIi

(en horas).

K = número total de interrupciones durante el período considerado.

Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del TIEPI serán las

largas, es decir, de duración superior a tres minutos, y pueden considerarse

tanto las interrupciones imprevistas como programadas.

• Número de interrupciones. El número de interrupciones total será la

suma de todas las interrupciones habidas durante un plazo determinado.

A partir de este parámetro se obtiene el indicador o índice de

continuidad de suministro denominado NIEPI, que es el número de

interrupciones equivalente de la potencia instalada en media tensión (1

kV R V 36 kV), y que se define mediante la siguiente expresión:


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Dónde:

Σ PI = suma de la potencia instalada de los centros de

transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en

MT (en kVA).

PIi = potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del

distribuidor más la potencia contratada en MT, afectada por la

interrupción "i" (en kVA).

K = número total de interrupciones durante el período considerado.

Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del NIEPI serán las

largas, es decir, de duración superior a tres minutos, y pueden considerarse

tanto las interrupciones imprevistas como programadas.

El RD 1955/2000 y la Orden ECO/797/2002 obligan a las empresas a

disponer de un sistema de registro de incidencias (tiempos y número de

interrupciones, potencias y clientes afectados, por zonas y por provincias, etc)

con el fin de obtener todos los datos requeridos por las administraciones para

realizar el seguimiento de la calidad de servicio, tanto zonal como individual.

A partir de estos datos se obtienen los índices con los que se medirá el

grado de cumplimiento de calidad de suministro individual y calidad zonal.

Dichos índices, como se verá en los apartados siguientes, se calculan teniendo

en cuenta únicamente las interrupciones imprevistas mayores de tres minutos

(consideradas interrupciones largas).

2.2.2 Límites de cumplimiento de la calidad de suministro individual

Cada distribuidor está obligado a cumplir los límites siguientes de calidad

individual para cada uno de los consumidores. Estos límites tienen en cuenta el

tiempo y número de interrupciones imprevistas mayores de tres minutos en


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cada año natural (Límites modificados según RD 1634/2006, de 29 de

diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de

2007):

Número de horas

Número de interrupciones

Zona urbana 3,5 7 Zona semiurbana 7 11 Zona rural concentrada 11 14 Zona rural dispersa 15 19

Tabla 2. Límites de calidad individual Clientes MT (de 1 a 36 kV)

Número de horas

Número de interrupciones

Zona urbana 5 10 Zona semiurbana 9 13 Zona rural concentrada 14 16 Zona rural dispersa 19 22

Tabla 3. Límites de calidad individual Clientes BT (menor o igual a 1 kV)

A los consumidores conectados a redes de tensión superior a 36 kV se les

aplican los umbrales definidos para clientes en Media Tensión en zonas

urbanas, independientemente de su ubicación.

Además, se establece a nivel individual que el límite máximo de variación

de la tensión de alimentación a los consumidores finales será de ± 7% de la

tensión de alimentación declarada. La frecuencia nominal de la tensión

suministrada debe ser 50 Hz.

Por otro lado, las empresas distribuidoras podrán pactar con los

consumidores, o con los comercializadores que representen a los

consumidores cualificados, el establecimiento de una calidad especial, superior

a la regulada en el propio RD 1955/2000.

El incumplimiento de los valores de calidad de suministro individual obligará

a los distribuidores a aplicar en la facturación de los consumidores que se

hayan visto afectados una serie de descuentos regulados en el propio RD

1955/2000 y la Orden ECO/797/2002, en función entre otras cosas de si son

consumidores a tarifa o consumidores cualificados.


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2.2.3 Límites de cumplimiento de calidad zonal

Cada distribuidor está obligado a mantener los niveles de calidad zonal

asignados a aquellas zonas donde desarrolle su actividad.

La medición de la calidad zonal se efectúa sobre la base del TIEPI, el

percentil 80 del TIEPI y el NIEPI, entendiéndose como percentil 80 del TIEPI el

valor del TIEPI que no es superado por el 80 por 100 de los municipios del

ámbito provincial definidos.

Los límites de los valores del TIEPI, el percentil 80 del TIEPI y el NIEPI,

durante cada año natural, que tienen en cuenta únicamente las interrupciones

imprevistas, son los siguientes (Modificado según RD 1634/2006, de 29 de

diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de

2007):

TIEPI (horas)

Percentil 80 del TIEPI(horas)

NIEPI (número)

Zona urbana 1,5 2,5 3 Zona Semiurbana 3,5 5 5 Zona rural concentrada 6 10 8 Zona rural dispersa 9 15 12

Tabla 4. Límites de calidad de suministro zonal

Ningún municipio deberá superar el valor del percentil 80 del TIEPI durante

más de dos años consecutivos.

En caso de incumplimiento, las empresas distribuidoras deberán presentar

ante la Administración competente un programa de actuación para corregir

dicho incumplimiento en un período concreto.

La no elaboración o ejecución de los mencionados programas podrá ser

considerada infracción, de acuerdo con lo previsto en el artículo 61.4 de la Ley

54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.


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2.3 Calidad de servicio según la normativa de las Comunidades Autónomas

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico en su Artículo 3

reconoce a las Comunidades Autónomas, en el ámbito de sus respectivos

Estatutos, competencias específicas en cuanto a desarrollo legislativo y

reglamentario en materia eléctrica y a impartir instrucciones, inspeccionar y

sancionar, en relación a las instalaciones de su competencia, incluyendo de

esta forma la posibilidad de regular en materia de garantía de suministro sobre

las instalaciones dentro del ámbito de la Comunidad Autónoma.

En los últimos años se han aprobado en algunas Comunidades Autónomas

una serie de leyes y decretos que las desarrollan, que suponen la aplicación de

unos requerimientos en materia de calidad de servicio superiores a los exigidos

en la normativa estatal:

Comunidad Autónoma de Madrid

• Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del

suministro eléctrico de la Comunidad de Madrid.

• Ley 4/2007, de 13 de diciembre, por la que se modifica la Ley 2/2007, de

27 de marzo, por la que se regula la garantía del suministro eléctrico en

la Comunidad de Madrid, adaptándola a la Ley Estatal 17/2007, de 4 de

julio.

• Decreto 19/2008, de 13 de marzo, del Consejo de Gobierno, por el que


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.


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Se encuentra además en fase de aprobación el anteproyecto de ley sobre

garantía y calidad de suministro en Cataluña, que se prevé vaya en la línea de

lo indicado por la ley aprobada en la Comunidad de Madrid.

Aunque sea posible y en algunos casos deseable la aplicación de

requerimientos superiores de calidad con respecto a lo exigido a nivel estatal,

estos requerimientos, como se demostrará más adelante en esta tesis,

suponen en la práctica un sobrecoste muy elevado para el sistema que no ha

sido tenido en cuenta ni en la aprobación de las normativas autonómicas ni en

la retribución de la actividad de la distribución ya mencionada. Con el fin de

hacer viable la aplicación de dichos criterios, sería necesario evaluar el

sobrecoste de los mismos y establecer mecanismos para el reconocimiento de

esta inversión en la retribución de las empresas distribuidoras.

En esta tesis se analizará en más detalle la reglamentación aprobada en la

Comunidad Autónoma de Madrid, por ser una normativa con criterios

adicionales muy estrictos que además está sirviendo como base para otros

desarrollos legislativos en fase de aprobación, como por ejemplo el de la

Comunidad Autónoma de Cataluña.

La normativa de las Comunidades Autónomas supone en la práctica la

introducción de nuevos criterios de planificación y desarrollo de redes de

distribución, superiores a los criterios habitualmente aplicados. En el apartado

siguiente se hace un repaso de estos criterios tradicionales.


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3. CRITERIOS DE DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN

3.1 Estructura de la red de distribución

La red de distribución de energía eléctrica es un subsistema del sistema

eléctrico de potencia cuya función es transformar y distribuir la energía desde la

tensión del nivel de transporte (Tensión ≥ 220 kV) hasta los usuarios finales en

niveles de tensión inferiores, cumpliendo los criterios de calidad y continuidad

de servicio a dichos usuarios, evitando cortes de energía y solucionando con la

mayor brevedad posible estos cortes en caso de que se produzcan.

La distribución de la energía eléctrica desde la red de transporte se realiza

en dos etapas, que pueden llegar a tres etapas en función de los escalones de

tensión de la red de reparto.

En la Ilustración siguiente se ha dibujado un esquema básico de la red de

distribución con las etapas que la forman.

Ilustración 1. Esquema básico de la red de distribución

La primera etapa está constituida por la red de reparto, que permite repartir

la energía en niveles intermedios de tensión normalmente mediante anillos que

rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar a las subestaciones

transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas en esta etapa están

comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos anillos están las


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subestaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir la

tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión.

La segunda etapa la constituye la red de distribución en Media Tensión, con

tensiones de funcionamiento de 3 a 30 kV. Esta red cubre la superficie de los

centros de consumo uniendo las subestaciones transformadoras de distribución

con los centros de transformación de Media a Baja Tensión.

La última etapa del suministro es la red de Baja Tensión, que desde los

centros de transformación de Media permiten llegar a los puntos de consumo

de los clientes finales en este nivel de tensión.

3.1.1 Instalaciones de la red de distribución

Las instalaciones que forman la Red de Distribución son:

• Líneas, para distribuir la energía de unos puntos a otros en un

determinado nivel de tensión:

- Líneas de Muy Alta Tensión (MAT) y Alta Tensión (AT) que

corresponden al nivel de red de reparto. Los niveles de tensión

son inferiores al 220 kV y superiores a la Media Tensión. Serían

por ejemplo 132 kV en MAT, y 66 kV ó 45 kV en AT.

- Líneas de Media Tensión (MT) que corresponden al nivel de

distribución propiamente dicho. Los niveles de tensión son 20 kV

y otras tensiones de ese orden, en función de la zona de

distribución, como por ejemplo 11 kV, 13 kV ó 15 kV.

- Líneas de Baja Tensión (BT) que corresponden al nivel más bajo

de tensión de distribución para la entrega de energía en los

puntos de consumo (hasta 1 kV).

• Subestaciones de distribución (ST), cuyo cometido principal es

transformar la energía de un nivel de tensión a otro inferior:

- Subestación de MAT a AT. Por ejemplo transformación de 220 a

66 kV, etc.


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- Subestación AT/MT. Por ejemplo 132/20 kV, 45/15 kV, etc.

- Subestación MAT/MT. Por ejemplo 220/20 kV (no se contempla el

salto de tensión de 400 kV al nivel de MT).

• Centros de Transformación (CT), para transformar la energía del nivel de

MT a BT. Además de este tipo de centros pueden existir otros en el nivel

de MT, que no disponen de transformación a BT, y cuya función es dotar

a la red de MT de elementos de maniobra y protección para facilitar

repartos de carga, operación del sistema, resolución de incidencias, etc.

Las características de estos centros dependen de la topología de red de

MT y de los criterios de explotación y desarrollo de cada compañía

distribuidora.

Además, y de acuerdo con lo indicado en el Artículo 3 del RD 222/2008, se

consideran elementos constitutivos de la red de distribución todos aquellos

activos de la red de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares,

terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, eléctricos o no,

necesarios para el adecuado funcionamiento de las redes de distribución,

incluidos los centros de control.

3.1.2 Topología básica de la red distribución

Los esquemas básicos de la red de distribución son principalmente dos: en

antena o en anillo. De estos esquemas existen diferentes variantes y

combinaciones que se detallarán en apartados posteriores, especialmente en lo

que respecta a red anillada en entornos urbanos.

• Esquema de distribución en antena

Este tipo de esquema ha sido muy habitual en las zonas rurales o zonas

con distribución aérea. En ellos la línea es radial y no tiene conexión con otras

líneas que provengan de diferente fuente de alimentación.

Tienen como inconveniente que en caso de que se produzca un defecto en

la línea no podría apoyarse desde otra línea, por lo que todos los usuarios

conectados aguas abajo del defecto se quedarían sin servicio hasta la


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reparación de la misma. Por ello la tendencia es el anillado progresivo de

dichas antenas, salvo donde no sea justificable técnica y económicamente,

bien porque la potencia instalada en la antena sea muy baja (por ejemplo

inferior a la potencia que podría suministrar un grupo electrógeno en BT) o bien

porque anillar dicha antena suponga un proyecto que no se justifique por su

elevado impacto y coste económico (por ejemplo en zonas muy rurales con

orografías montañosas).

• Esquema de distribución en anillo.

La distribución en anillo consiste en la alimentación de las cargas haciendo

entrada-salida en las instalaciones de transformación, partiendo de la cabecera

de una subestación hasta llegar a una segunda cabecera de esta misma

subestación o de otra, es decir, se inicia y termina en el juego de barras de

subestaciones. Por lo tanto, la red en anillo permite mediante las maniobras

Ilustración 2. Ejemplo de red de Media Tensión en antena


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oportunas reconfigurar la red para aislar el defecto y poder restablecer la

alimentación del mercado afectado.

Cada extremo del anillo se controla por un interruptor automático. Estos

esquemas se pueden explotar de forma mallada, es decir con todos los

interruptores cerrados entre cabeceras de subestación. O de forma radial, con

un interruptor abierto en algún punto intermedio del anillo.

La distribución en anillo es un requerimiento de diseño en las redes

subterráneas, ya que ante una avería en un tramo de cable subterráneo los

tiempos de localización y reparación de la avería son bastante superiores a los

de una red aérea.

Los esquemas de distribución más utilizados en función del nivel de tensión

y la explotación habitual son los siguientes:

• Redes de Muy Alta y Alta Tensión. Habitualmente son redes anilladas

que se pueden operan de forma mallada en la MAT y de forma radial o

mallada en la AT. A estas redes se conectan a su vez las subestaciones

de distribución a Media Tensión con diferentes esquemas posibles en

Ilustración 3. Ejemplo de red de Media Tensión anillada


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función de si la red es aérea o subterránea y los criterios de desarrollo

de cada compañía (subestación en simple derivación, en entrada-salida

o en H). En algunas zonas rurales con red aérea puede darse el caso de

que las redes de AT sean en antena, aunque como se ha comentado

anteriormente la tendencia es anillar y dotar por lo tanto del apoyo a

través de una segunda línea.

• Redes de MT. En zonas rurales con red aérea pueden encontrarse

esquemas en antena (y por lo tanto radial). En zonas urbanas, donde la

mayor parte de la red es subterránea, los esquemas son anillados

haciendo entrada-salida, aunque se explotan de forma radial.

• Redes de BT. Tanto para red aérea como para red subterránea el

esquema típico en BT es red en antena, con explotación por lo tanto

radial.

3.1.3 Localización de averías y reposición del servicio

En la red de distribución la localización de averías se lleva a cabo haciendo

uso de los sistemas de control de operación (tipo SCADA) y el método de

"prueba y error", que consiste en dividir la red que tiene la avería en dos partes

y energizar una de ellas para localizar el origen de la incidencia; a medida que

se acota la zona con avería, se devuelve el suministro al resto de la red. Esto

ocasiona que en el transcurso de localización se pueden producir varias

interrupciones a un mismo usuario de la red.

Por ejemplo, en caso de defecto en una línea de MT anillada y explotada

radialmente, sólo dispararía el interruptor automático en la cabecera de

subestación de la que se alimenta el defecto. De este modo, el resto de

usuarios alimentados desde la otra cabecera quedaría con servicio. Una vez

localizado el tramo de línea con defecto se aislaría del resto, abriendo los

elementos de maniobra adyacentes. Entonces pueden restablecerse los

usuarios afectados cerrando elementos de maniobra, bien desde la cabecera

de subestación original si están situados aguas arriba del tramo averiado, o

bien desde la otra cabecera que sirve de apoyo si se encuentran aguas abajo.


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Si el defecto se produce en una línea en antena, la espera para localizar el

defecto y realizar las reparaciones puede durar varias horas y afecta a todos

los consumidores aguas abajo del lugar del defecto.

Los equipos de telemando que permiten operar los elementos de maniobra

desde los centros de control de las compañías distribuidoras reducen

enormemente los tiempos de reposición del servicio y ayudan a realizar

reconfiguraciones de red. En el caso de averías, gracias al telemando se ve

reducido el tiempo que las brigadas de mantenimiento y operación local

necesitan para desplazarse al lugar de la incidencia y posteriormente localizar y

aislar la avería.

En la red de AT debe ser un requerimiento de diseño que los interruptores

sean todos telemandados. Sin embargo, en la red de MT el nivel de telemando

es bastante inferior ya que debido a su gran complejidad y extensión no tendría

sentido telemandar todos los centros, instalando telemando en aquellos puntos

necesarios para una reposición más rápida y el cumplimiento de los criterios de

calidad de servicio.

Otros equipos que se instalan habitualmente en las redes de distribución en

MT anilladas son los detectores de paso de falta que permiten localizar de

forma más rápida y eficaz el tramo origen de la falta.

3.2 Planificación de la red de distribución

En este apartado se hace un repaso sobre el proceso de planificación de

redes y los criterios generales más habitualmente aplicados. En los siguientes

apartados se profundiza en la metodología y especialmente en los criterios

técnicos más extendidos en la planificación de la red de distribución,

comparando con la red de transporte donde sea de aplicación.

El objetivo básico del proceso de planificación es proporcionar el suministro

de la energía eléctrica demandada por los clientes, garantizando unos niveles

preestablecidos de seguridad, fiabilidad y calidad de suministro. Dicho proceso

de planificación se materializa en los Planes de Inversión elaborados por las


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empresas distribuidoras, con horizontes temporales que pueden ir desde uno a

varios años, previo estudio de previsión de la demanda.

La metodología de planificación comprende un conjunto de etapas

orientadas a la identificación de problemas y consecuente propuesta de

soluciones en base a unos criterios y condicionantes:

• Criterios técnicos, que definen el comportamiento que debe tener el

sistema eléctrico, tanto en situación normal como ante situaciones

excepcionales de la red. Están condicionados por las características

técnicas de los elementos que constituyen la red y fijan los límites del

uso de las instalaciones como son: límites de sobrecargas de líneas,

transformadores, potencias de cortocircuito, etc. Los criterios técnicos

son los que se han venido utilizando tradicionalmente en la planificación

de las redes, de gran importancia por su relación directa con la

seguridad, fiabilidad y calidad del suministro de la demanda.

• Criterios económicos, que consisten en que ante varias soluciones a un

mismo problema se selecciona la alternativa de mínimo coste total. Este

coste debe tener en cuenta, además de los propios costes de la

inversión, el sistema de retribución, el ahorro de costes (pérdidas,

operación y mantenimiento) o las posibles penalizaciones por calidad de

suministro.

• Adicionalmente influyen en el proceso de planificación condicionantes

sociales, medioambientales y urbanísticos, que tienen cada vez un

mayor impacto en la selección de alternativas y posterior desarrollo de

las soluciones.

Las etapas de la planificación se pueden resumir en cuatro grandes

bloques, no se profundiza en este apartado en el nivel de detalle del proceso

que cada bloque conlleva:

a) Análisis estático. Esta etapa pretende completar el diseño del

sistema para dotarlo de la capacidad y flexibilidad suficiente para

atender a las demandas de suministro, esto es, que ante unos

ciertos escenarios demanda, los parámetros básicos del sistema


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se encuentren dentro de límites permanentes (tensión, frecuencia,

etc.) y que los elementos físicos que constituyen la red se

encuentren dentro de sus límites de diseño (límites térmicos, de

cortocircuito, de aislamiento, etc.).

b) Análisis dinámico. Verifica los resultados anteriores para asegurar

que ante ciertas contingencias el sistema responde de una forma

segura, es decir, que sus parámetros básicos (frecuencia,

tensión) se encuentran dentro de unos límites transitorios

aceptables, y que su evolución tiende a la estabilidad. Este tipo

de análisis se realiza principalmente en transporte y es de menor

aplicación en distribución, por lo que no se va a profundizar en

este aspecto en este documento.

c) Sobre las propuestas de desarrollo obtenidas de las etapas 1 y 2,

se cuestiona la viabilidad de la implantación física de los

proyectos a ejecutar. Este paso puede hacer que el proceso sea

recurrente, y que se deba volver a las etapas 1 y 2 en busca de

alternativas adicionales.

d) Finalmente, las alternativas que superan la etapa anterior se

evaluarían bajo la perspectiva de los criterios económicos de

coste total mencionados anteriormente (coste de la inversión,

costes de la operación del sistema, retribución, mejora calidad de

suministro, etc.).

En las etapas a) y b), eminentemente técnicas, se estudian aspectos tales

como flujos de cargas por el sistema, cortocircuitos, necesidades de

compensación de reactiva, requisitos exigibles a los sistemas de protección,

estabilidad ante perturbaciones, etc.

Los estudios del análisis estático y dinámico parten de unos determinados

escenarios, que pueden ser construidos atendiendo a un criterio determinista o

bajo una perspectiva probabilística:

• Criterio fallo simple (n-1). Según este criterio el sistema “n” debe ser

capaz de soportar sin problemas el fallo de un elemento simple de la red

cualquiera (líneas o transformadores). Este criterio se resuelve mediante


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flujos de carga, que arrojarán ante cada fallo simple las variables

resultantes del sistema. Es por lo tanto un criterio de tipo determinista,

es decir, bajo las mismas condiciones de partida se produce siempre la

misma salida, no teniendo en cuenta la probabilidad de ocurrencia del

fenómeno.

• Criterio fallo múltiple (n-x). Es una ampliación del criterio anterior. Según

este criterio (n-x) el sistema “n” se debería comportar dentro de unos

límites determinados ante el fallo de un número “x” de elementos, que

pueden ir desde líneas o transformadores a embarrados o

subestaciones completas. Es un criterio no utilizado debido a la muy

baja probabilidad de ocurrencia y a la dificultad de decidir el tipo de fallo

múltiple y donde aplicarlo.

• Criterios probabilistas. Estos criterios tienen en cuenta la probabilidad de

fallo individual de cada uno de los elementos, cuantificando los

problemas de la red en EENS (Energía No Suministrada Esperada),

ayudando así a la priorización de las inversiones.

En la práctica se utilizan métodos deterministas, para cumplir las exigencias

técnicas mínimas, asociados a criterios probabilísticos para tener en cuenta

situaciones extremas:

• Nivel generalizado mínimo: Criterio n-1 para líneas y transformadores

tanto en transporte como en distribución, además de generadores en el

caso de la red de transporte (denominado Nivel 1 según el

Procedimiento de Operación 13.1 de REE).

• Nivel complementario: Criterio n-2 selectivo, prácticamente no utilizado

en distribución y de aplicación limitada en transporte en el PO 13.1 de

REE a lo siguiente (denominado Nivel 2 según el PO 13.1 de REE):

- Pérdida de líneas múltiples (dobles circuitos en apoyos

compartidos en longitud superior a 30 km o longitud inferior pero

tasa de fallos superior a la media peninsular, y circuitos múltiples

compactados)


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- Pérdida de nudos de elevada concentración de transformación

(>1.500 MVA)

- Pérdida de nudos de elevada concentración de generación

(>1.000 MW)

- Pérdida de nudos considerados como críticos desde el punto de

vista de seguridad del sistema ante despeje de faltas

3.2.1 Escenarios de estudio y modelado de la red

Se denomina escenario a la representación del sistema en un instante y

condiciones determinadas, que incluye a la generación, consumo y topología

de red.

Esta representación o modelo de la red, equivale a una foto del sistema en

un momento dado, con las medidas de las magnitudes eléctricas (tensión,

potencia, intensidad, reactiva, etc.), características técnicas de las instalaciones

y la operación en la situación considerada.

Bajo criterio determinista, los estudios de planificación de la red de

transporte y de distribución consideran fundamentalmente las situaciones de

punta como situaciones más críticas por constituir generalmente las mayores

exigencias sobre las líneas y la transformación:

• Punta de invierno: Se tomaría como caso base de estudio la situación de

la red en el momento de máxima potencia simultánea del invierno del

año N, generalmente suele ocurrir entre Diciembre del año N -1 y Enero

o Febrero del año N.

• Punta de verano: Se tomaría como caso base de estudio la situación de

la red en el momento de máxima potencia simultánea del verano del año

N.

En el caso de la red de transporte se consideran además otros aspectos

como son la influencia que tiene la hidraulicidad en el perfil de generación, que

no son objeto de este documento.


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3.2.2 Parámetros de control en la red de distribución

Como ya se ha indicado, la red de distribución está constituida por los

siguientes elementos:

• Transformadores de potencia

• Líneas

• Subestaciones

• Centros de transformación y centros de cliente

• Otros equipos necesarios para la explotación de la red como son las

protecciones, medida y monitorización de las instalaciones.

Los parámetros básicos que se deben analizar y controlar para supervisar

el correcto funcionamiento de la red de distribución son:

• Frecuencia. El valor de la frecuencia nominal suministrada debe ser 50

Hz

• Tensión en los nudos de la red

• Niveles de carga de las instalaciones. Estos niveles de carga indican el

grado de utilización y el margen de operación con respecto a los valores

nominales para los que han sido diseñados los equipos. Se miden en

porcentaje con respecto al valor nominal indicado en la siguiente tabla:

Instalación Valor nominal

Transformador Potencia nominal de transformación

Línea Límite térmico Verano Límite térmico Invierno

Tabla 5. Parámetros de control del nivel de carga admisible

• Potencia no garantizada (PNG), que es el valor de la potencia que no

puede suministrarse ante una incidencia en la red sin incumplir los

márgenes de operación y seguridad admisibles, y por lo tanto sería

mercado no suministrado en tanto en cuanto no se solucionara la

incidencia o se dispusiera de equipos de emergencia para su

alimentación provisional. Es un indicador muy adecuado para,

combinado con criterios probabilísticos, priorizar inversiones de cara a


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resolver aquellas incidencias que pueden suponer una mayor afección al

suministro en caso de ocurrencia.

3.2.3 Criterios de fiabilidad en la red de distribución

De acuerdo con el Procedimiento de Operación 13.1 de REE, la fiabilidad

de un sistema queda defina por dos conceptos básicos:

a) “Idoneidad” del sistema, propiedad del sistema para suministrar

las demandas de potencia y energía requeridas, en las

condiciones programadas, que está relacionada con su

comportamiento en régimen permanente.

b) “Seguridad” del sistema, propiedad del sistema que define su

capacidad de soportar las perturbaciones imprevistas, que está

relacionada con su comportamiento dinámico.

Los criterios de fiabilidad aplicados a la red de distribución son

principalmente criterios de idoneidad, con el fin de garantizar la seguridad,

regularidad y calidad de suministro, dentro de las exigencias marcadas por la

legislación vigente.

Los criterios de fiabilidad más extendidos son:

• Sobrecargas

• Caídas de tensión

• Cumplimiento de calidad

• Fallo de elementos

3.2.3.1 Sobrecargas

Este criterio está relacionado con el nivel de carga de las instalaciones.

En situación de funcionamiento normal, es decir, en régimen de explotación

normal sin fallo de ningún elemento, no deben existir sobrecargas en ningún

elemento de la red que superen el 100% de su capacidad nominal. Este es un

criterio básico de diseño de redes, sin perjuicio de que se incluyan criterios de

niveles de carga más restrictivos relacionados más bien con la necesidad de


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disponer de márgenes de reserva para crecimiento de demanda o situaciones

de emergencia.

Ante una incidencia originada por el fallo de algún elemento de la red se

puede admitir que, con carácter transitorio, algunos equipos funcionen por

encima del 100% de su potencia de la nominal.

Para cada tipo de instalación este nivel máximo de emergencia dependerá

de las características de constructivas y diseño, zona geográfica, temperatura

ambiental y refrigeración. Además estas sobrecargas transitorias afectan a la

vida útil de los equipos, especialmente transformadores, por lo que la decisión

del establecimiento de sobrecargas máximas ante emergencias y el tiempo

admisible de las mismas debe venir precedido por un análisis de detalle, por

parte de las empresas distribuidoras y los fabricantes, que valore el

envejecimiento de los equipos y los riesgos de avería durante su

funcionamiento en esta situación.

De forma orientativa, los niveles de sobrecarga máxima ante emergencias

admisibles serían:

• En líneas aéreas suelen admitirse ciertas sobrecargas transitorias para

un tiempo determinado, ya que debido a sus características

constructivas permiten una disipación del calor mucho mayor que en

cables subterráneos.

• En transformadores también pueden admitirse este tipo de sobrecargas

transitorias, pero el valor admisible depende mucho del tipo de

construcción, si está dentro de un edificio o en intemperie, y del tipo de

refrigeración (ONAN, ONAF). Además suelen admitirse sobrecargas

diferentes en función de la zona geográfica y de la estación del año,

siendo evidentemente en verano menor este valor con respecto al

invierno.


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3.2.3.2 Caídas de tensión

La tensión de los nudos en todos los niveles de la red de distribución y en

cualquier situación debe cumplir con los límites y requerimientos de calidad que

se establecen en la legislación vigente (RD 1955/2000).

El límite máximo de la variación de tensión de alimentación a los

consumidores finales será del ±7% de la tensión de alimentación declarada.

Los valores de tensiones que se encuentren fuera de este margen se

consideran por lo tanto antirreglamentarios y darían lugar a incumplimiento de

calidad de suministro individual.

3.2.3.3 Cumplimiento de calidad

Como ya se ha indicado en el apartado 2.2 de esta tesis, en el RD

1955/2000 se establece que cada distribuidor está obligado a mantener los

niveles de calidad de suministro individual y los de calidad zonal asignados a

aquellas zonas donde desarrolle su actividad.

La medición de la calidad zonal se efectúa sobre la base del TIEPI,

percentil 80 del TIEPI y el NIEPI. Los valores límite de dichos indicadores,

durante cada año natural deben cumplir con lo indicado en el apartado 2.2.3.

Por lo tanto las empresas distribuidoras deben vigilar estos parámetros de

calidad y evitar mediante las inversiones necesarias el incumplimiento de

calidad zonal. En caso de producirse dicho incumplimiento las empresas

distribuidoras pueden declarar zonas con dificultad temporal para el

cumplimiento de los límites y presentar ante las Comunidades autónomas unos

planes de mejora de la calidad, de duración bienal, que además pueden contar

con financiación por parte de las Comunidades y el Ministerio.

Dentro de estos planes se suele exponer un resumen de la situación de

cada uno de los municipios:

• Alimentación del municipio (es decir, desde que subestaciones y líneas

se alimenta)


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• Características de dicha alimentación, que puedan dar origen al

incumplimiento del límite de calidad zonal (líneas en antena,

meteorología adversa, etc.)

• Incidencias más importantes registradas (estas serán las incidencias que

más hayan aportado al valor del TIEPI y por lo tanto del análisis de sus

causas y posibles soluciones se obtendría una ganancia significativa en

los niveles de calidad)

• Soluciones (Actuaciones futuras o en ejecución para mejora de la

calidad, e incluidas dentro de los planes de inversión de la empresa

distribuidora)

El cumplimiento de los límites de calidad es el requerimiento mínimo de

cumplimiento de calidad de suministro que aplicarían las empresas

distribuidoras. La introducción de un objetivo de reducción de los valores de

TIEPI y NIEPI por debajo de los límites establecidos reglamentariamente debe

ir acompañado de un incentivo a la mejora de calidad dentro de la retribución a

la distribución.

Además pueden verse introducidos otros criterios de calidad de suministro

superiores debido a la aprobación de leyes autonómicas, como es el caso de la

Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, o la que se está

desarrollando en Cataluña como consecuencia de los incidentes ocurridos en

años anteriores. Estos criterios superiores de calidad de servicio se analizarán

más adelante en este documento así como las inversiones adicionales

necesarias para su cumplimiento.

3.2.3.4 Fallo de elementos

Este criterio establece el comportamiento que debe tener la red de

distribución ante diferentes situaciones de fallo.

Como ya se ha comentado, en los estudios deterministas se parte de un

nivel de disponibilidad total del sistema (situación n) y a continuación, se

plantean indisponibilidades de líneas y transformadores.


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El criterio determinista más extendido en la planificación tradicional es el de

indisponibilidad simple (n-1), tanto en transporte como en distribución. El

criterio de la doble indisponibilidad (criterio n-2) suele ser restringido a

determinadas combinaciones de elementos de la red de transporte (por

ejemplo línea de doble circuito o tramo de línea en que dos o más circuitos

comparten apoyos en una longitud superior a 30 km).

Aplicando el criterio (n-1) las redes de distribución se deben diseñar para

poder continuar suministrando energía a todo el mercado ante la

indisponibilidad de un elemento (línea o transformador) sin violar los límites de

funcionamiento establecidos para los parámetros de control.

El análisis del (n-1) debe hacerse para los transformadores y para las

líneas en todos los niveles de tensión. Para realizar este análisis en el caso de

transformadores a Media Tensión y de líneas de Media Tensión, es

imprescindible disponer de la red de MT modelada en un nivel de detalle que

tenga en cuenta la topología más realista de la red y que pueda ser manejable

en el estudio. De esta forma los resultados del estudio serán más realistas y

permitirán detectar todos los problemas, cosa que no ocurriría de trabajar con

un modelo muy simplificado de la red de MT.

Del análisis de indisponibilidad (n-1) de cada elemento se obtiene un valor

de Potencia No Garantizada (PNG). Este análisis de PNG en la red de

distribución consiste en fallar un transformador o tramo de línea y, mediante las

maniobras necesarias, tratar de recuperar desde los apoyos existentes que

resulten óptimos el mercado afectado. Estos apoyos pueden ser otros

transformadores y/o otras líneas.

Por ejemplo, en el caso de fallo de líneas es importante incidir en que el

fallo debe repetirse para una misma línea tramo a tramo aguas abajo de su

alimentación desde la cabecera de subestación. Esto es debido a que la red de

Media Tensión es una red muy interconectada con diferentes puntos de apoyo,

de forma que una línea que al analizar el fallo en cabecera no diera PNG,

puede dar un valor de PNG en el fallo de un tramo aguas abajo que estuviera

en antena.


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Otro ejemplo de fallo simple es el fallo de un transformador de potencia en

una subestación, que contará con dos posibles apoyos:

• Apoyo interno. Una vez aislado el transformador, el primer apoyo del que

se haría uso para reponer el mercado sería el apoyo interno procedente

de los demás transformadores que se encuentren en la instalación,

cerrando para ellos los interruptores de acoplamiento de barras en

Media Tensión (en función del esquema de la subestación).

• Apoyo externo. Si la carga de los transformadores de apoyo supera el

nivel de carga máximo admisible ante emergencia será necesario

recurrir al apoyo externo por MT, que consistiría en recuperar el

mercado afectado restante desde otras líneas de MT que cierran contra

las líneas afectadas por la incidencia.

Si la carga de las líneas de apoyo en Media Tensión o los transformadores

de las subestaciones de apoyo superan el nivel de carga admisible quedará

mercado sin poder suministrar, que se cuantificaría por el valor de PNG.

Por lo tanto, aquellos valores de PNG distinto de cero deberán ser objeto

de un estudio en más profundidad con el objeto de analizar sus causas y ver

sus soluciones:

• PNG en líneas. En caso de líneas anilladas, la existencia de PNG suele

deberse a falta de capacidad en la línea o líneas de MT de apoyo, por lo

que la solución suele pasar por la sustitución de aquellas secciones de

cable que limiten el apoyo o por la construcción de una nueva línea de

apoyo desde un punto con capacidad suficiente. En el caso de líneas en

antena la única solución es el anillado de la antena, mediante la

construcción de una nueva línea o el desdoblamiento de la existente.

Este caso suele darse en líneas aéreas en zonas rurales, donde además

llevar a cabo nuevas líneas muchas veces por zonas de protección

medioambiental suele conllevar un procedimiento administrativo muy

largo.

• PNG en transformadores. La existencia de PNG en transformadores

puede deberse a la falta de apoyo interno, en cuyo caso la solución


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pasaría por ampliar potencia en los transformadores de apoyo o instalar

un transformador nuevo en la subestación. La PNG también puede

deberse a la falta de apoyo externo, en cuyo caso sería necesario

reforzar la red de apoyo externa en Media Tensión y en casos de valores

elevados de PNG incluso la construcción de nuevas subestaciones.

Los criterios de fallo múltiple como por ejemplo el criterio (n-2) no son de

aplicación tradicional en distribución, por considerarlos de muy baja

probabilidad de ocurrencia. Incluso en transporte dicho criterio está acotado a

una serie de contingencias muy concretas. En caso de aplicarse en distribución

sería para situaciones puntuales y concretas de elevado riesgo, como por

ejemplo el fallo de un doble circuito en Alta Tensión, por la misma zanja o por

los mismos apoyos, que sirve de alimentación a una subestación

transformadora, de la que por ejemplo a su vez depende en exclusiva la

alimentación de una zona.

3.2.4 Priorización de criterios de fiabilidad

Se indica a continuación un criterio de priorización para la resolución de

problemas en la red:

• Resolución de sobrecargas en régimen de explotación normal en

transformadores, ordenado de mayor a menor por nivel de sobrecarga.

• Resolución de sobrecargas en régimen de explotación normal en líneas,

ordenado de mayor a menor por nivel de sobrecarga.

• Resolución de zonas con tensiones antirreglamentarias, ordenado por

porcentaje de variación de tensión.

• Resolución de municipios con incumplimiento de calidad zonal durante

dos o más años.

• Resolución de municipios con incumplimiento de calidad zonal durante el

último año.

• Resolución de PNGs de transformadores de potencia aplicando criterio

(n-1), ordenado de mayor a menor por valor de PNG. Dentro de estos

valores de PNG se podrían hacer diferentes niveles de agrupación, por

ejemplo entre subestaciones de interior y subestaciones de intemperie:


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- PNG de transformador en subestación de intemperie, con

alimentación en MAT o AT de intemperie. Se podría suponer

como criterio que no es necesaria la resolución de los valores de

PNG por debajo de un determinado valor, ya que se supone la

posibilidad de instalación de equipos móviles de emergencia

(subestaciones móviles). En las subestaciones de intemperie se

podría suponer que es factible la instalación de dichos equipos,

porque haya espacio físico preparado en la instalación y porque el

transporte del equipo móvil de emergencia y las conexiones a la

red aérea de MAT ó AT para alimentación del transformador móvil

se pueden realizar con relativa rapidez.

- PNG de transformador en subestaciones de interior, con

alimentación en MAT o AT subterránea. En este caso se podría

suponer que es necesario resolver todos los valores de PNG ya

que en las subestaciones de interior, especialmente las que se

encuentran en núcleos urbanos, puede que no exista el espacio

necesario para la instalación del equipo móvil de emergencia ni

dentro ni fuera de la instalación, además de ser necesario

tiempos superiores para las conexiones a la red subterránea de

MAT ó AT para alimentación del transformador.

• Resolución de PNGs de líneas aplicando criterio (n-1), ordenado de

mayor a menor por valor de PNG. Dentro de estos valores de PNG se

podrían hacer diferentes niveles de agrupación, por ejemplo en función

del tipo de zona de suministro:

- PNG de línea en zonas urbanas y semiurbanas. Se podría

suponer como criterio que es necesario resolver todos los valores

de PNG, por lo tanto no se admitirían antenas bajo ningún

concepto, y todos los centros deberían estar anillados y en líneas

con apoyo suficiente. En el caso de semiurbanas podría admitirse

como valor de PNG máxima el valor de la potencia de un centro

de transformación, que podría resolverse de forma relativamente


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rápida mediante la instalación de un grupo electrógeno conectado

a la red de BT del centro.

- PNG de línea en zonas rurales. En este caso se podría suponer

que se admiten valores de PNG en zonas con dificultad para

anillar y reforzar la red o donde no se justifique económicamente,

siempre y cuando esos valores estén asociados a líneas aéreas,

cuyos tiempos de resolución de incidencias son más bajos que el

subterráneo, y el mercado pueda ser recuperado mediante un

número no elevado de grupos electrógenos. Por ejemplo, en

zonas rurales serían valores típicos admisibles de antenas 2.000

ó 3.000 kVA de potencia instalada.

Si bien podría planificarse las redes de distribución para cumplir criterios de

fiabilidad más estrictos, esto debe ser estudiado y valorado económicamente

para evaluar la viabilidad del cumplimiento de los mismos con los niveles de

retribución actualmente reconocidos.

En la siguiente tabla se resume la priorización anterior:

Criterio Aplicación Valor

Sobrecargas Transformadores %Sobrecarga

Líneas %Sobrecarga

Caídas de tensión Nudos de la red %Caída de tensión

Incumplimientos Municipios Percentil 80 TIEPI

PNG (n-1) Transformadores PNG (MW)

Líneas PNG (MW)

PNG (n-2) Casos puntuales (Por

ejemplo: Líneas Doble

Circuito críticas)

PNG (MW)

Tabla 6. Priorización de criterios de fiabilidad red de distribución

Si a los valores de PNG anteriores se les aplicara además criterios

probabilísticos se obtendrían valores de Energía No Suministrada (ENS), que

mejorarían la metodología para realizar la priorización. Estos criterios

probabilísticos son principalmente la tasa de fallos de los elementos y el tiempo

para la resolución de la incidencia:


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• Tasa de fallos anual de cada uno de los elementos que forman la red, y

para los que se realiza el análisis, que podrían ser valores reales de tasa

de fallos de cada elemento basado en el histórico de incidencias (lo que

en la práctica resulta muy complejo de procesar debido a la gran

cantidad de datos y a la extensión de la red de distribución) o de forma

simplificada valores de tasa de fallo medios históricos por tipo de

instalación como por ejemplo:

Tasa de fallo de Centros de transformación = nº fallos/año/CT

Tasa de fallo de Líneas Aéreas = nº fallos/año/km línea aérea

Tasa de fallo de Líneas Subterráneas = nº fallos/año/km línea subterránea

• Tiempos de reposición del servicio, que sería la suma de los siguientes

tiempos:

- tiempo del desplazamiento de la brigada de operación local hasta

el mercado afectado,

- tiempo para realizar las maniobras necesarias para localizar y

aislar la avería,

- tiempo para la reparación de la misma y por lo tanto el

restablecimiento del servicio.

El tiempo de reposición del servicio en cada caso es una función compleja

dependiente de factores como la distancia de la brigada de operación local al

punto de la avería o existencia de telemandos que reducen los tiempos de

localización de averías. Por lo tanto, para obtener valores que se aproximen a

la realidad de los tiempos de reposición sería necesario disponer de la

topología de la red y simular para cada incidencia el tiempo reposición

esperado. Esto en la práctica es de gran complejidad y requiere de

herramientas de simulación avanzada, aunque para hacer un análisis más

simplificado se podrían suponer unos tiempos medios, en base al histórico de

tiempos de resolución de incidencias.


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3.3 Desarrollo de la red de distribución

El diseño de las nuevas redes de distribución debe hacerse con el objeto de

cumplir con los criterios de fiabilidad de la red de distribución y con el objetivo

último de satisfacer la demanda cumpliendo los criterios de seguridad y calidad

de suministro establecidos reglamentariamente.

Un condicionante para el desarrollo de una arquitectura determinada de las

redes de distribución es la propia arquitectura de la red existente, ya que dichas

redes pueden tener décadas y ser por lo tanto el resultado de unos criterios de

planificación diferentes a los de aplicados en la actualidad.

Un ejemplo sería el de las subestaciones de reparto que se alimentan de la

red existente en Alta Tensión (por ejemplo 45 kV ó 66 kV) mediante un

esquema en doble derivación (esquema en H). En este caso, los sucesivos

soterramientos de dichas redes, por eliminación de tendidos aéreos o por

nuevos desarrollos urbanísticos, obligan a ir desplazando los nudos en

derivación de red aérea o a llevar a cabo soluciones de soterramiento muy

costosas para mantener dichas derivaciones (por ejemplo centros de maniobra

en Alta Tensión). En una situación así sería una mejor solución convertir los

esquemas en H en esquemas en entrada-salida, que facilitarían dichos

soterramientos. El principal inconveniente de esta solución es que requiere una

modificación del esquema, el control y las protecciones de todas las

subestaciones de reparto, con un coste económico importante.

Los criterios de arquitectura de la red de distribución se pueden agrupar en

los siguientes apartados:

• Configuración de subestaciones

• Redes de Muy Alta Tensión

• Redes de Alta Tensión

• Redes de Media Tensión


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A continuación se profundiza en las arquitecturas más típicas de

subestaciones y redes de Media Tensión, que serán las que se analicen

posteriormente desde el punto de vista de los nuevos requerimientos de las

leyes autonómicas de garantía de suministro.

3.3.1 Configuración de las subestaciones de distribución

Los esquemas y configuraciones normalizadas de las nuevas

subestaciones dependen de la elección de una serie de características:

• Salto de tensión en el nivel de transformación (MAT/AT, MAT/MT o

AT/MT). Las transformaciones directas del nivel de MAT al de MT (por

ejemplo 220/20 kV ó 132/20 kV) se aplican en zonas de elevada

densidad de carga, principalmente zonas urbanas. Las transformaciones

desde el nivel de reparto de AT al de MT (por ejemplo 66/20 kV) se

aplican en zonas de más baja densidad y dispersión de la carga como

son zonas semiurbanas y rurales.

• Número de transformadores y potencia de transformación. Para nuevas

subestaciones se recomienda no concentrar una elevada potencia de

transformación en una única subestación, en especial en aquellas que

sean completamente encerradas en edificio y que pueden tener mayor

riesgo de que un incidente pueda afectar a toda la subestación.

• Grupo de conexión de los transformadores, que debe permitir el

acoplamiento de la red aunque la explotación sea radial.

• Sistema de MAT o AT:

- Tipo de embarrado (Simple Barra o Doble Barra)

- Aislamiento (Intemperie o en edificio con aislamiento en SF6)

- Número de posiciones y funciones (posiciones de línea, de

transformador y enlace de barras)

Los esquemas de MAT serán por lo general en doble barra, que

permite una operación más flexible para el reparto de cargas, pasando

líneas y transformadores de una barra a otra según necesidades de la

explotación.


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Los esquemas en AT con un número máximo de dos

transformadores serán por lo general del tipo H o esquema en entrada-

salida.

• Sistema de MT:

- Tipo de embarrado (Simple barra partida o Doble Barra)

- Aislamiento (por lo general todos los nuevos sistemas de MT son

en edificio con aislamiento en SF6)

- Número de posiciones (posiciones de línea, de transformador, de

enlace de barras, servicios auxiliares y batería de condensadores)

Los esquemas de MT pueden ser en simple barra o en doble barra.

Los más flexibles son los de doble barra, especialmente cuando el

número de transformadores es mayor de dos, ya que permiten repartir

cargas entre transformadores tanto en régimen de explotación normal

como ante incidencia de un transformador.

• Compensación de reactiva (instalación de baterías de condensadores)

En la actualidad, debido a los condicionantes sociales, medioambientales y

urbanísticos, la mayoría de las subestaciones se construyen en interior, con

aparamenta de aislamiento en SF6. Los transformadores pueden ir en exterior

o también dentro de edificio, esto último es de aplicación especialmente al caso

de integración de subestaciones zonas urbanas. Todas las subestaciones

deben ser además telecontroladas y telemandadas en todos sus niveles de

tensión.

En las figuras siguientes se representan los tres esquemas básicos de

subestación mencionados: doble barra, H y entrada-salida.


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Ilustración 4. Subestación con esquema de doble barra

Ilustración 5. Subestación con esquema en H


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Ilustración 6. Subestación con esquema en entrada-salida

Los criterios de fiabilidad que aplican en el diseño de subestaciones son:

• Nivel de carga admisible. Sería el nivel máximo de carga admisible en la

transformación, inferior a la potencia nominal con el fin de tener margen

de reserva para crecimiento de demanda y apoyos ante incidentes.

Aunque podría establecerse un valor concreto como criterio general de

% de carga, por ejemplo el 70%, resulta en la práctica más apropiado

para cada subestación el análisis de flujos de carga teniendo en cuenta

la topología de la red de MT y los apoyos reales existentes.

• Fallo de transformador (n-1), cuyo resultado será un valor de Potencia

No Garantizada. Como ya se ha indicado en función de dicho valor de

PNG, de la criticidad de la carga (por ejemplo grandes núcleos de

población) y del tipo de subestación (interior o intemperie), la decisión de

desarrollo de red podrá ser la construcción de una nueva subestación,

ampliación de potencia en la existente o uso de equipos móviles de

emergencia.


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• Fallo de alimentación a la subestación (n-2). Debe procurarse que si la

alimentación a la subestación en MAT o AT es subterránea los cables

vayan por canalizaciones diferentes.

Como ya se ha indicado, en la planificación de la red de distribución no se

consideran tradicionalmente fallos múltiples del tipo (n-x). Este criterio

introducido por los nuevos requerimientos de las legislaciones autonómicas y

sus consecuencias en el diseño de subestaciones será analizado más

adelante.

3.3.2 Configuración de la red de Media Tensión

La configuración para el diseño y desarrollo de las redes de distribución

depende principalmente del tipo de zona: rural o urbana.

3.3.2.1 Red de Media Tensión rural

Las redes rurales se encuentran en zonas con mayor dispersión geográfica

de la carga, por lo general municipios del tipo rural concentrado y rural

disperso, en los que la alimentación de la demanda se realiza principalmente

mediante líneas aéreas de elevada longitud.

Esta red se subdivide además en dos tipos distintos de líneas:

• Línea principal

• Línea derivada


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Ilustración 7. Red de MT en zona rural

La línea principal es la formada por los tramos de línea que van desde la

cabecera del interruptor hasta el elemento de seccionamiento de apoyo, sin

considerar las derivaciones. Las líneas derivadas son los ramales que tienen

origen y se alimentan desde la línea principal.

La capacidad de la línea principal debe mantenerse a lo largo de todo el

recorrido, evitando desarrollos que pueden ver disminuida dicha sección, como

por ejemplo soterramientos de líneas con secciones de cable subterráneo que

tengan una capacidad equivalente al aéreo inferior. Además estos

soterramientos no podrán realizarse en líneas en antena, sin plantear

previamente una solución de anillado, puesto que se incrementarían los

tiempos de reposición en averías, pudiendo desembocar en incumplimientos de

calidad de suministro si la línea continúa en antena.

Línea principal

Línea derivada


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Respecto a la capacidad de las líneas, se deben definir las secciones

normalizadas de los cables para las líneas que deben instalarse en los nuevos

desarrollos de red, ya sean aéreas o subterráneas. Además, en el caso de

líneas aéreas se debe definir como criterio de proyecto la temperatura de

diseño, debido a su gran influencia en la capacidad máxima de las líneas.

Las líneas principales deben ser anilladas con explotación radial. En el caso

de líneas principales en antena es deseable el anillado de dichas redes,

especialmente si los tiempos de reposición ante averías y los índices de calidad

de suministro pueden superar los límites reglamentarios.

En el desarrollo de redes rurales debe tenerse en cuenta que la

construcción de nuevas líneas aéreas puede resultar inviable, por encontrarse

en zonas que pueden tener algún tipo de protección medioambiental. Los

desarrollos más viables en zonas rurales son:

• la reforma de línea aérea de simple circuito a doble circuito, esto tiene la

ventaja de que ya existe una afección por la traza de la línea existente,

por lo que el impacto medioambiental es mucho menor que el de una

nueva línea aérea existente.

• nueva líneas subterráneas, tienen la ventaja de tener un impacto

medioambiental mínimo con respecto a las líneas aéreas, pero su

desarrollo puede verse complicado por la necesidad de definir una traza

por vías consolidadas que permitan una fácil localización del cable en

caso de avería. Además debe tenerse en cuenta que en algunas

Comunidades Autónomas no es posible ejecutar líneas aéreas en suelo

urbano o urbanizable (Decreto 131/1997 de la CM, ver si hay algo más

nuevo o en otras comunidades), por lo que las líneas subterráneas serán

de carácter obligatorio en los cascos urbanos de los municipios, por muy

rurales que sean.

Los parámetros de fiabilidad que aplican en el diseño de redes rurales son:

• Nivel de carga admisible. El nivel de carga admisible para cada línea

viene definido como máximo por el valor nominal de los cables, que no


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debe superarse en ningún caso en régimen normal de explotación.

Además el nivel máximo admisible en caso de apoyo a otras líneas

tampoco deberá superar el valor nominal más un factor de sobrecarga

transitoria admisible. En la práctica, la carga máxima que puede llevar la

línea en régimen de explotación normal será la que permita dejar

margen de reserva para el apoyo del resto de las líneas. No resulta

apropiado la aplicación de un criterio general para dicha carga máxima,

siendo mucho más exacto el análisis de flujo de cargas con la topología

de la red, que tiene en cuenta para cada línea los apoyos que existen.

• Control de tensiones. En este tipo de redes con líneas de elevada

longitud pueden darse situaciones de bajas tensiones en régimen de

explotación normal o en funcionamiento de apoyo. La resolución

transitoria de las tensiones antirreglamentarias puede darse con el uso

de equipos reguladores de tensión, mientras se realizan los refuerzos de

red que solucionan de manera definitiva esa situación.

• PNG de líneas (n-1), en redes rurales se podría admitir un valor máximo

de PNG admisible en líneas con alimentación aérea, ya que los tiempos

de reposición en este tipo de líneas es muy inferior al necesario en la

avería de un cable subterráneo.

• Tiempos de reposición. En líneas de longitud elevada es necesario

disponer de elementos de maniobra intermedios que permitan en caso

de incidente reducir los tiempos necesarios para partir la línea, localizar

la avería y reponer. Como mínimo debe preverse la instalación de

seccionadores en puntos accesibles para maniobra de operación local,

pero existen otros elementos de maniobra telemandados con funciones

que permiten discriminar en algunos casos su origen:

- Reconectadores (REC). Su funcionamiento es equivalente al de

un interruptor automático telemandado. Se colocan en

derivaciones importantes de la línea principal, coordinados con el

interruptor de cabecera en subestación, de forma que si un ramal

es el origen de la avería el interruptor automático colocado en la

derivación desconectaría el ramal en el primer ciclo de

reenganche, no afectando al resto de la línea.


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- Órganos de Corte en Red (OCR). Su funcionamiento es

equivalente al de un ruptor telemandado. Se colocan en línea

principal en puntos intermedios con el fin de maniobrar las líneas

mediante elementos telemandados.

- Seccionalizadores. Su funcionamiento es el de un detector de

paso de falta con capacidad de seccionamiento. Se colocan en

derivaciones de la línea principal en función de la potencia y la

longitud de la misma, que son bastante inferiores a las que

aplican en el caso de Reconectadores.

- Centros de maniobra. Son las instalaciones más completas de

telemando ya que permiten disponer en un mismo punto de varias

funciones de ruptor y de interruptor automático, por lo que su

instalación es preferible a la de los REC y OCRs por separado,

aunque tienen como inconveniente la necesidad de ubicar una

nueva envolvente de centro en el caso de que no pueda

aprovecharse la de uno existente. Dichos centros de maniobra

suelen instalarse en puntos de derivación de la línea principal o

en puntos de la línea principal en que interese partir la carga.

Para una mejor elección de los puntos donde ubicar dichos

centros de maniobra deben tenerse en cuenta criterios de mejora

de calidad de suministro (TIEPI y Energía No Suministrada

Mejorada).

3.3.2.2 Red de Media Tensión urbana

Las redes urbanas se encuentran en zonas con elevada densidad de carga,

que se corresponden principalmente con municipios urbanos, en las que la

alimentación de la demanda se realiza mediante cables subterráneos. En los

municipios semiurbanos suele darse una combinación de red urbana, para el

núcleo de población consolidado, y red rural de tipo aéreo, para las líneas de

alimentación existentes.

Las redes de MT urbanas deben ser anilladas pero con explotación radial,

de forma que siempre tengan posibilidad de ser apoyadas desde otra línea.


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En este tipo de redes todas las instalaciones, ya sean centros de

transformación de empresa o centros de cliente, se conectan en entrada-salida

de la red de MT.

Las redes en las zonas urbanas, especialmente en las grandes ciudades,

tienen diseños heredados de diferentes criterios de planificación y desarrollo de

red a lo largo de los años, en algunos casos décadas, por lo que podemos

encontrar en una misma zona diferentes arquitecturas de distribución

interrelacionadas, instalaciones telemandadas de naturaleza diferente y

secciones nominales y tipos de cable muy heterogéneos (por ejemplo para

cables de Aluminio se podrían encontrar secciones de Al95, Al150, Al240 y

Al400, conviviendo con otros cable de Cobre de secciones Cu50, Cu95, Cu200,

etc.).

En el caso de cables es importante definir las secciones normalizadas para

realizar los nuevos desarrollos y la renovación. La obtención de licencias para

el desarrollo de red en zonas urbanas con protección de pavimento está

limitada con el fin de evitar abrir calles cada poco tiempo, por lo que los cables

que se construyan deben hacerse con un objetivo de capacidad a largo plazo.

Otro aspecto a tener en cuenta es el crecimiento de la demanda debido a los

cambios en los hábitos de consumo (mayor uso de electrodomésticos, aire

acondicionado, etc) y las solicitaciones de estos cables para cumplir con los

criterios de fiabilidad. Por ejemplo no tendría sentido seguir utilizando cables de

Al150 sino secciones mayores, por ejemplo Al240 ó Al400.

En general, el esquema de diseño de redes en zonas urbanas se basa en

dos filosofías: Centro de Reflexión o Centro de Reparto, aunque en la realidad

pueden verse ambas representadas e interrelacionadas entre sí en la red de

una misma zona.

a) Diseño mediante Centro de Reflexión y circuito de apoyo

En el esquema básico de este tipo de diseño, los circuitos distribuidores,

que van haciendo entrada-salida en los centros de transformación, salen de


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una subestación y cierran contra la barra de una instalación telemandada

denominada Centro de Reflexión (CX).

Ilustración 8. Esquema básico de CX

A este CX llega además un cable sin carga desde la subestación, que por

lo tanto no tiene centros de transformación conectados, y que actúa como

circuito de apoyo a los demás circuitos distribuidores.

Un criterio básico de diseño para mejorar la fiabilidad de este esquema es

que los circuitos que van a una misma barra del CX se repartan entre los

diferentes transformadores de la subestación.

En régimen de explotación normal los circuitos distribuidores estarán

alimentados desde subestación y abiertos en el CX. El cable de apoyo estará

energizado desde la subestación hasta el CX, preparado para tener que

socorrer al fallo de un distribuidor.

CX ST

1

2

Circuito de Apoyo

Ilustración 9. Esquema de red de MT con CX en explotación normal


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En caso de incidencia de un circuito distribuidor, suponiendo que en el peor

de los casos se diera en el primer tramo de salida de subestación, una vez

aislado el tramo de la avería se podría reponer todo el circuito distribuidor

desde el CX alimentado por el circuito de apoyo.

Según esto, los centros reflejos no necesitarían que sus posiciones fueran

de interruptor automático, puesto que tanto en funcionamiento estable como

ante el fallo de un distribuidor la protección que actuaría sería la de la posición

de salida de MT de la subestación.

Este esquema, combinado con la instalación de centros telemandados en

uno o varios puntos intermedios del circuito distribuidor, da tiempos de

reposición bastante bajos ante el fallo de circuitos distribuidores. Si además el

cable de apoyo se diseñara con una mayor capacidad que los distribuidores, se

podría alimentar a más de un circuito distribuidor desde el circuito de apoyo de

forma temporal, especialmente ante incidencias más graves como el fallo de un

transformador.

A partir de este diseño se pueden realizar otros más complejos:

- Centros de reflexión que comparten un mismo circuito de apoyo

- Centro de reflexión con cable de apoyo desde distintas

subestaciones

b) Diseño mediante Centro de Reparto y circuitos alimentadores

CX ST

1

2

Circuito de Apoyo

Ilustración 10. Esquema de red de MT con CX ante el fallo del circuito 1 en salida de ST


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En el esquema básico de este tipo de diseño, los circuitos distribuidores se

alimentan desde una instalación telemandada denominada Centro de Reparto

(CR), que a su vez se alimenta desde la subestación a través de uno o varios

circuitos denominados alimentadores. Los alimentadores son cables de

capacidad muy superior a la de los circuitos distribuidores y no deben tener

ningún centro de transformación conectado, es decir, deben ir limpios desde

subestación hasta el CR para disponer así de toda su capacidad en caso de

ser necesario.

El CR funciona por lo tanto como una extensión de las barras de la

subestación.

A su vez el CR puede llegar a tener tantas barras como circuitos

alimentadores. Estas barras se unen mediante un interruptor de enlace de

barras y de cada barra salen los circuitos distribuidores. Un criterio básico de

diseño para mejorar la fiabilidad es que los circuitos alimentadores que

provienen de una misma subestación y llegan a distintas barras de un mismo

centro de reparto procedan de transformadores diferentes. En la figura

siguiente se indica un esquema básico de un CR de tres barras:

Ilustración 11. Esquema básico de un CR con tres barras

En funcionamiento normal, cada circuito alimentador suministrará la carga

desde la subestación a una barra del CR y a su vez a los circuitos

distribuidores que estén conectados a esa barra. Cada circuito distribuidor

cerrará a su vez contra otra barra del mismo CR, o contra uno o varios CRs

diferentes si el circuito se ha ramificado. El distribuidor estará además abierto


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en algún punto para que la operación sea radial. A continuación se indica el

esquema básico con un centro de reparto y dos circuitos alimentadores desde

la subestación de reparto STR 3:

Ilustración 12. Esquema de red de MT con un CR en explotación normal

Partiendo del ejemplo anterior, en caso de fallo de un circuito alimentador

dispararía la protección en la posición de subestación y la barra del CR

alimentada por este circuito se quedaría sin servicio. Entonces se cerraría el

interruptor de acoplamiento del CR y se alimentaría la carga desde el otro

circuito alimentador suponiendo que el margen de reserva sea suficiente. Esto

supone un tiempo de reposición ante este tipo de incidencias muy corto ya que

todas las maniobras realizadas son telemandadas. En la Ilustración siguiente

se refleja el esquema de operación ante el fallo del alimentador de la STR 3 a

la barra B1 del CR.


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Ilustración 13. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un alimentador

Partiendo del mismo ejemplo, en caso de fallo de uno de las salidas de

circuitos distribuidores, se repondría cerrando el punto de maniobra intermedio

que lo anilla con otro distribuidor. En la Ilustración siguiente se refleja el

esquema de operación ante el fallo de un circuito distribuidor que está

conectado a la barra B1 del CR.

Ilustración 14. Esquema de red de MT con un CR y fallo de un circuito distribuidor


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Como consecuencia de lo anterior, en el CR las posiciones de salida hacia

los circuitos distribuidores deben ser interruptores automáticos coordinados con

los interruptores de cabecera de subestación, con el fin de que la selectividad

de protecciones haga disparar sólo el circuito distribuidor con la falta y no el de

cabecera que desconectaría el resto de distribuidores de esa barra.

A partir de este diseño básico se realizan otros muchos. Por simplificación y

para dar una idea del grado de complejidad que pueden llegar a tener se

indican los dos siguientes:

- Esquema con dos centros de reparto alimentados desde

subestaciones diferentes.

- Esquema con tres centros de reparto alimentados desde

subestaciones diferentes y ramificaciones entre distribuidores.

En las figuras siguientes se representan básicamente ambos esquemas:


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Ilustración 15. Esquema de red de MT con dos Centros de Reparto


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Ilustración 16. Esquema de red de MT con tres Centros de Reparto

A continuación se comparan algunos aspectos de ambas filosofías de

diseño:

• Los centros reflejos son más económicos ya que las posiciones son de

ruptor y no de interruptor automático como es el caso de los CRs. El

coste de un CR sería superior al doble del coste de un CX para un

mismo número de salidas de circuitos distribuidores.

• Las redes diseñadas con CX son de estructura más sencilla que las de

CR, que pueden tener un grado de anillado que obligue al operador a

tener un conocimiento aún mayor de las interconexiones que tiene cada

zona, a nivel de alimentadores y de circuitos distribuidores entre sí.


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• Las redes con centros de reparto permiten trasvases de potencia

mayores debido a la red de alimentadores de elevada capacidad

procedentes de subestaciones diferentes. Esta estructura hace que ante

criterios más estrictos de fallo múltiple se puedan esperar valores

inferiores de PNG que en el caso de redes con centros reflejos.

En cuanto a los parámetros de fiabilidad que aplican en el diseño de redes

urbanas son los siguientes:

• Nivel de carga admisible. Aplica lo indicado para redes rurales.

• PNG de líneas (n-1). En redes urbanas no es recomendable admitir

valores de PNG en líneas que sean distintos de cero. De permitirse un

valor de PNG máximo este debería ser el de la carga de un centro de

transformación que pudiera suministrarse mediante un grupo

electrógeno.

• PNG de transformador (n-1). El desarrollo de la red de MT influye en la

capacidad de apoyo externo ante el fallo de transformación. Aunque la

solución de PNGs de transformador suele darse por incremento de

potencia en subestaciones, puede ocurrir en algún caso que con

inversiones menos costosas en la red de MT se resuelva la PNG, por lo

que debe tenerse en cuenta.

• Tiempos de reposición. En las redes urbanas los tiempos para

resolución de incidencias se elevan con respecto a redes rurales debido

a que el tiempo de reparación de averías de los cables subterráneos es

superior. Esto, unido a que los requerimientos de TIEPI en estas zonas

son inferiores, hace que se incremente la necesidad de instalar puntos

telemandados. La elección de los puntos de telemando debe hacerse en

base a criterios de mejora en la calidad de suministro (mejora de TIEPI y

Energía No Suministrada).

Aunque sería deseable aplicar criterios de fiabilidad más estrictos en el

caso de las zonas urbanas, que contemplen fallos múltiples, esto no debe

hacerse sin previamente evaluar el sobrecoste introducido por esos


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requerimientos, que debería ser reconocido dentro de la retribución de la

distribución para que la aplicación de dichos criterios sea viable.

4. CONTENIDO DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID

4.1 Antecedentes

En los grandes núcleos de población las subestaciones de distribución se

encuentran integradas dentro de las áreas metropolitanas y, debido a la gran

densidad de carga y a la dificultad para construir nuevas subestaciones, tienen

por lo general una elevada potencia de transformación concentrada.

Por ello, un incidente de importancia en una de estas subestaciones

urbanas que origine la indisponibilidad de la instalación dará lugar a una

pérdida importante de mercado, que debe reponerse desde el resto de las

subestaciones colindantes, con la limitación que tenga la red no afectada, y el

resto desde equipos auxiliares, como por ejemplo grupos electrógenos o

subestaciones móviles.

La interrupción del servicio que se produce, especialmente si es de varias

horas, suele tener un gran impacto social y económico, además de un

seguimiento por parte de las Autoridades y los medios de comunicación,

pudiendo incluso dar lugar a sanciones a las empresas distribuidoras. Si

además el incidente va acompañado de un incendio en la instalación la alarma

social que se genera es lógicamente es mayor.

En los últimos años se produjeron una serie de incidentes de este tipo en el

centro de Madrid que afectaron al suministro eléctrico de un elevado número de

clientes. Debido a la magnitud de estos incidentes, relacionados con incendios

en subestaciones transformadoras, los tiempos necesarios para la reposición

del suministro fueron muy superiores al de incidentes más normales.

Varios ejemplos de incidentes graves son el del verano del año 2004, en el

que se produjo un incendio en la subestación de Mediodía de Unión Fenosa

situada en el Paseo del Prado en Madrid, que dejó sin suministro a miles de

clientes de la zona centro de Madrid, entre ellos, al Congreso, al Banco de

España o a la Bolsa.


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Otro ejemplo es el del verano del 2006 en el que se produjo un incendio en

la subestación de Arguelles de Iberdrola situada en la calle del Buen Suceso

que dejó sin suministro a miles de clientes de los distritos Argüelles, Moncloa,

Chamberí y Universidad.

En ambos casos se movilizaron gran cantidad de recursos por parte de los

servicios de emergencias y de las propias empresas, tanto en medios humanos

como materiales, con el fin de sofocar el incendio, restablecer el mercado por

fases, reparar las instalaciones averiadas y normalizar el servicio.

Es en este marco donde la Comunidad de Madrid inicia el desarrollo de

una reglamentación que regula una serie de requerimientos superiores en

materia de garantía de suministro, culminando en la aprobación de la siguiente

normativa:

• Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía de

suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid,




julio

• Decreto 19/2008, de 13 de marzo, por el que se desarrolla la Ley 2/2007.

4.2 Objeto

El Decreto 19/2008 desarrolla el contenido de la Ley 2/2007 y regula una

serie de medidas y procedimientos concretos destinados a:

• detectar posibles problemas estructurales, presentes y futuros, en la red

de distribución;

• corregir dichos problemas acometiendo las inversiones necesarias;

• evitar en lo posible que se produzca una incidencia de tipo eléctrico;

• garantizar que las empresas distribuidoras cuenten con los medios

materiales y humanos necesarios para afrontar dicha incidencia en caso

de que esta tenga lugar y para hacerlo en un tiempo máximo adecuado.


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El Decreto establece la obligación de que las empresas distribuidoras

presenten todos los años un Programa periódico de medios humanos y

materiales e inversiones en el que se describan las actuaciones que vayan a

acometer en el conjunto de la red de distribución de energía eléctrica existente

en la Comunidad de Madrid, haciendo especial referencia a las medidas

adoptadas para garantizar el suministro eléctrico en caso de que se produzcan

incidencias de importancia en la misma.

En este sentido, se fijan unos tiempos máximos para atender cualquier

incidencia en la red, reponer y normalizar el servicio, estableciendo además

unos equipos auxiliares mínimos de los que deben disponer para poder afrontar

cualquier situación de este tipo.

Además el Decreto incluye una serie de criterios a tener en cuenta a la hora

de diseñar tanto las redes de distribución como las propias subestaciones, con

el objetivo de garantizar la cobertura de todo el mercado en condiciones

excepcionales de explotación derivadas de puntas de demanda o de la

existencia de una incidencia de importancia en la red, así como la rápida

sustitución o refuerzo de una subestación por equipos auxiliares en caso de

que esta se produzca.

Según la Ley 2/2007 y la Ley 4/2007, el incumplimiento de lo establecido

por las mismas y el Decreto 19/2008 que la desarrolla puede dar lugar a la

aplicación de sanciones a las empresas distribuidoras que pueden alcanzar en

el caso de infracción muy grave valores de hasta 30 mill€.

Como ya se ha indicado al principio de esta tesis, aunque sería deseable

introducir criterios de garantía superiores como los anteriormente mencionados,

el sobrecoste en el que incurre el sistema de distribución para hacer frente a

estas situaciones excepcionales no está reconocido dentro de la retribución de

la actividad de la distribución y más concretamente en el incentivo de calidad

introducido por el RD 222/2008, por lo que su aplicación práctica puede resultar

inviable económicamente para las empresas distribuidoras si no resuelve la

remuneración de estas inversiones.


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4.3 Ámbito de aplicación

El ámbito de aplicación de la normativa de la Comunidad de Madrid es el

siguiente:

• Instalaciones de distribución de energía eléctrica, efectuada

íntegramente en el territorio de la Comunidad Autónoma.

• Instalaciones de transporte secundario que sean competencia de la

Comunidad Autónoma según la Ley 17/2007.

Las instalaciones de transporte secundario fueron incluidas en esta

normativa en la Ley 4/2007 por la que se modifica la Ley 2/2007, que de forma

explícita indica lo siguiente:

“Se modifican el artículo 5; el artículo 6, el artículo 12; el apartado 1 del

artículo 13 y el apartado 2 del artículo 16, en los siguientes términos:

Donde dice «empresa distribuidora», deberá decir «empresa distribuidora y

transportista».”

Además se modifica la redacción de los apartados 2 y 3. Estos artículos de

la Ley 2/2007 en los que se incluye la responsabilidad de las empresas

transportistas son los relacionados con la obligación de garantía de suministro,

medios materiales y personales, calidad de suministro, mantenimiento e

incidencias causadas por terceros.

Por lo tanto es importante destacar que la Ley 2/2007 afecta no sólo a las

empresas distribuidoras sino en algunos aspectos a las empresas

transportistas en las redes de transporte secundario dentro del ámbito de la

Comunidad Autónoma.

Sin embargo, en el .desarrollo del Decreto 19/2008, los requerimientos

específicos mencionados se refieren principalmente a las empresas

distribuidoras.


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4.4 Justificación de la competencia en materia de regulación por parte de las comunidades autónomas

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, tiene por objeto

la regulación, con carácter básico, del sector eléctrico, como servicio esencial,

con el objetivo de garantizar el suministro eléctrico, la calidad de dicho

suministro y, en los términos previstos en la parte expositiva de dicha norma,

su realización al menor coste posible.

De conformidad con la regulación básica del sector eléctrico, se reconoce la

competencia de las Comunidades Autónomas para el desarrollo legislativo,

reglamentario y de ejecución de dicha normativa, se trata por ello de un

supuesto de competencias compartidas entre el Estado y las Comunidades

Autónomas.

La propia Ley 54/1997, de 27 de noviembre, reconoce a las Comunidades

Autónomas, de acuerdo con sus respectivos Estatutos, competencias

específicas como son las de autorizar, impartir instrucciones relativas a la

ampliación, mejora y adaptación de las redes e instalaciones eléctricas de

transporte o distribución de su competencia, para la adecuada prestación del

servicio de inspección, en las instalaciones, las condiciones técnicas y, en su

caso, económicas de las empresas titulares de las instalaciones, y el

cumplimiento de las condiciones establecidas en las autorizaciones otorgadas.

En el caso concreto de la Comunidad de Madrid, el artículo 26.3.1.3 del

Estatuto de Autonomía de la Comunidad de Madrid, aprobado por la Ley

Orgánica 3/1983, de 25 de febrero, atribuye a la Comunidad de Madrid la

competencia exclusiva en materia de industria. Así mismo el artículo 26.1.1.11

del Estatuto de Autonomía establece la competencia exclusiva de la

Comunidad de Madrid en materia de "instalación de producción, distribución y

transporte de cualesquiera energías, cuando el transporte no salga de su

territorio y su aprovechamiento no afecte a otra Comunidad".

Por lo tanto, por ser la distribución una actividad regulada a nivel estatal,

aunque las Comunidades Autónomas pueden regular en materia de garantía en

la prestación del servicio eléctrico, los requerimientos que se introduzcan no


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pueden ser superiores a los establecidos por la normativa estatal sin que esto

se refleje en la retribución de la distribución.

4.5 Definiciones

Dentro del Artículo 4 de la Ley 2/2007 se establecen las siguientes

definiciones que son importantes para comprender los conceptos que más

adelante se manejan.

En cuanto a conceptos relacionados con la interrupción del suministro

eléctrico define los siguientes conceptos:

• Incidencia: Todo evento, y sus consecuencias asociadas, originado en

los sistemas de Generación, Transporte o Distribución de energía

eléctrica, que sea causa de una o varias interrupciones imprevistas de

suministro con instalaciones afectadas relacionadas temporal y

eléctricamente.

• Interrupción de la alimentación: Condición en la que la tensión en los

puntos de suministro no supera el 10 por 100 de la tensión declarada.

• Suministro regular de energía: Tras una incidencia, se entenderá que se

ha conseguido un suministro regular de energía eléctrica del mercado

afectado por esta si una vez alcanzada la tensión de suministro

declarada, la energía eléctrica suministrada cumple los criterios de

calidad legalmente establecidos de forma continuada durante, al menos,

veinticuatro horas.

En el Artículo 3 del Decreto 19/2008 se definen además los siguientes

parámetros de tiempos relacionados con cada incidencia registrada,

parámetros que deben ser incluidos dentro del Registro de Incidencias de las

empresas distribuidoras, que se pone a disposición de la Administración

competente en materia de energía de cada Comunidad Autónoma:

• Tiempo transcurrido hasta la atención de una incidencia: Tiempo

transcurrido desde que la empresa distribuidora tiene conocimiento de

una incidencia hasta que esta activa los medios humanos y materiales

para subsanarla. En caso de que la primera maniobra de reposición de


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la incidencia requiera la realización de una actuación material no

telemandada, la incidencia no se considerará atendida hasta que el

personal encargado de llevar a cabo las actuaciones o reparaciones

manuales no se encuentre físicamente en el lugar donde estas deban

ser realizadas.

• Tiempo de reposición del servicio: Tiempo transcurrido desde que ocurre

una incidencia hasta que se repone totalmente el servicio al mercado

principal atendido por una subestación afectada por la misma.

• Tiempo de normalización del servicio: Tiempo empleado, una vez que se

ha repuesto el servicio, en realizar las actuaciones necesarias en la

subestación o la red afectada por una incidencia para conseguir un

suministro regular atendido exclusivamente por esta o por otras

subestaciones existentes, incluidas las subestaciones móviles.

En la Ley 2/2007 se introducen además los conceptos siguientes:

• Mercado principal atendido por una subestación: Conjunto de

suministros, caracterizados por su ubicación y potencia demandada

asociada, que en régimen de explotación normal de una subestación, se

alimenta eléctricamente de ésta.

• Mercados secundarios atendidos por una subestación: Subconjunto de

suministros, caracterizados por su ubicación y potencia demandada

asociada, que, no perteneciendo al mercado principal atendido por una

subestación, en caso necesario y mediante las maniobras de red

oportunas, puede alimentarse eléctricamente de ésta haciendo uso de

su potencia de reserva, pasando así a trabajar la subestación en un

régimen de explotación excepcional.

En la figura siguiente se representa un ejemplo cartográfico de red de

Media Tensión en zona urbana, con el área del mercado principal asignado a

cada una de las subestaciones distinguidas por colores:


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Ilustración 17. Mercados principales de subestaciones en zona urbana

En la figura siguiente se ha representado el mercado secundario de cada

una de las subestaciones colindantes asignados a la subestación de la zona

verde oscuro denominada “ST-6”:

ST-1 ST-2 ST-3 ST-4 ST-5 ST-6


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Ilustración 18. Mercado secundario de subestaciones en zona urbana

El área rallada de cada color representa el mercado secundario que es

atendido desde la subestación correspondiente ante una indisponibilidad de la

subestación “ST-6” en verde oscuro. Como puede verse, hay una zona rallada

de color verde oscuro que se correspondería con el mercado de esta

subestación que no puede ser atendido como mercado secundario por el resto

de subestaciones, dando lugar a una Potencia No Garantizada por fallo de

subestación. Estos conceptos de Potencia No Garantizada y fallo de

subestación se aclararán en apartados posteriores.

4.6 Programa periódico de actuaciones

En el Artículo 3 Punto 2 del Decreto 18/2009 se detalla el contenido de un

documento que anualmente deben preparar y presentar las empresas

distribuidoras y transportistas ante el órgano competente en materia de energía

de la Comunidad Autónoma. Dicho documento denominado “Programa

periódico” recoge el análisis de la situación del suministro eléctrico y los medios

materiales y personales disponibles, las acciones operativas, así como las

ST-6 Subestación indisponible

ST-1ST-2 ST-3 ST-4 ST-5 ST-6


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inversiones que prevean realizar y sus plazos de ejecución, con el fin de

cumplir con lo establecido por el Decreto en cuanto a garantía de suministro.

El Programa periódico recoge entre otros de forma resumida los siguientes

puntos:

• Estudio sobre atención de la demanda y cobertura del sistema de

distribución ante incidencias, en dos escenarios, en régimen de

explotación normal y en situación de punta de demanda, indicando para

cada uno de dichos escenarios los siguientes datos:

- Potencia instalada en la subestación y potencia demandada por el

mercado principal asignado a la misma.

- Cobertura de dicho mercado ante fallo simple (situación N-1) de

cualquier elemento de la red de alta tensión sin hacer uso de

equipos auxiliares.

- Cobertura de dicho mercado ante fallo total en la subestación sin

hacer uso de equipos auxiliares.

- Cobertura de dicho mercado ante fallo total en la subestación

haciendo uso de equipos auxiliares (indicando, en este caso, el

número y características de los equipos auxiliares que resultarían

comprometidos).

De este análisis se obtiene la identificación de zonas o puntos de la red

que deben ser reforzadas y los refuerzos necesarios para solucionarlos, obras

que se incluirían en los planes de inversión de las empresas. Dichos planes de

inversión son además solicitados dentro del Programa periódico, junto con su

seguimiento de ejecución y actualización.

• Actuaciones previstas en municipios que presenten un TIEPI, un

percentil 80 del TIEPI o un NIEPI superiores a los límites

reglamentariamente establecidos. Este punto sería de aplicación

únicamente a las empresas distribuidoras.

• Previsión de enganche de grandes consumidores de energía eléctrica

(potencia demandada superior a 10 MVA)


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• Información sobre medios materiales y humanos, tanto los existentes

más las inversiones previstas para mejorarlo, que son necesarios para

poder atender las incidencias de importancia.

4.7 Tiempos relacionados con la atención de incidencias

El Decreto 19/2008 establece en el Artículo 5 y el Artículo 6 unos tiempos

límite para la atención de incidencias y para la reposición y normalización del

servicio.

Los límites establecidos son los siguientes:

• Tiempo de atención de la incidencia. Se establecen en función del tipo

de zona geográfica clasificada por el RD 1955/2000:

Tipo de zona Tiempo máximo (h)

Urbana 1,0 Semiurbana 1,5 Rural concentrada y dispersa 2,0

Tabla 7. Tiempo de atención de incidencias según Decreto 19/2008

• Tiempo de reposición del servicio. Ante cualquier incidencia en la red de

distribución de media y alta tensión el tiempo máximo de reposición del

servicio no deberá superar los siguientes valores máximos, contados a

partir de que se produzca la incidencia:

Porcentaje de mercado afectado por la incidencia

Tiempo máximo de reposición (h)

70% 3,0 100% 6,0

Tabla 8. Tiempo de reposición del servicio según Decreto 19/2008

Esto quiere decir que el 70 por 100 del mercado afectado por

cualquier incidencia en media o alta tensión debe recuperarse como

máximo en tres horas, no haciéndose ninguna distinción entre zonas

geográficas ni mención a incidencias en la red de BT.


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• Suministro regular de energía y tiempo de normalización del servicio. El

tiempo necesario será respectivamente inferior a 24 h y a 48 h,

independientemente del número de clientes afectados o del tipo de zona

en la que se produzca la incidencia.

4.8 Criterios de desarrollo

En los artículos 7 y 8 del Decreto 19/2008 se establecen unos criterios para

el desarrollo de las redes eléctricas. Dichos criterios suponen requerimientos

superiores a los establecidos en la planificación tradicional ya mencionada en

apartados anteriores.

4.8.1 Fiabilidad del suministro

Según el criterio de mercado principal y secundario, un suministro

pertenece al mercado principal de una subestación y al mercado secundario de

otra subestación distinta cuando esté conectado de manera que tenga

posibilidad de alimentarse desde cualquiera de ellas realizando las maniobras

oportunas.

En este sentido el Decreto establece el requerimiento de que todo

suministro situado en zona urbana pertenecerá a un mercado principal y, al

menos, a un mercado secundario antes del 16 de abril de 2009. Se procurará,

no obstante, que todo suministro ubicado en zona semiurbana o en zona rural

cumpla también esta condición.

Este criterio no sería cumplido por los suministros conectados al mercado

principal del ejemplo de la subestación “ST-6” ya mencionada en el apartado

anterior, que, ante la indisponibilidad de la misma, pertenecen a la zona rayada

que no puede ser suministrada desde el resto de subestaciones:


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Ilustración 19. Ejemplo de incumplimiento de mercado secundario

Sobre el cumplimiento de dicho criterio, en la Ley 2/2007 Artículo 8 se

indica que:

“Cuando por razones topológicas derivadas de la naturaleza de la red,

apreciadas por el órgano competente en materia de energía de la Comunidad

de Madrid, no sea posible cumplir con esta exigencia, las empresas

distribuidoras deberán establecer medidas alternativas que sean suficientes

para conseguir un nivel equivalente de cobertura de la demanda.”

4.8.2 Potencia nominal de las instalaciones

La potencia nominal de los transformadores de la subestación deberá

dimensionarse para:

• atender el mercado principal, en condiciones normales de explotación

• atender el suministro en períodos de demanda punta (estacionales

según indica la Ley 2/2007 en el Artículo 7)

• garantizar que exista margen de reserva suficiente para el mercado

secundario que tenga asignada dicha subestación.

ST-1 ST-2 ST-3 ST-4 ST-5 ST-6

Incumplimiento Decreto 19/2008


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En este sentido, en las condiciones de demanda punta la potencia

demandada por el mercado principal atendido por cada subestación no

superará el 70 por 100 de su potencia nominal.

Además, en zonas urbanas cada subestación estará eléctricamente

conectada con tantas subestaciones como resulte necesario para garantizar

que la suma de potencia de reserva de estas últimas sea igual o superior al 60

por 100 de la potencia demandada por la primera.

Se entiende por lo tanto que ante indisponibilidad de una subestación,

como mínimo el 60% de la potencia afectada debe ser suministrado desde las

subestaciones colindantes, dejándose el 40% restante como máximo a equipos

de emergencia (móviles y grupos electrógenos):

Ilustración 20. Demanda máxima atendida desde equipos de emergencia

4.9 Conexión de nuevos suministros

Es en el artículo 7 del Decreto 19/2008 donde se establecen dos criterios

concretos para el diseño de la solución para la conexión de nuevos suministros

a la red de distribución:

• “En los nuevos suministros urbanos, la empresa distribuidora deberá

poner a disposición del peticionario un punto de conexión que cumpla la

condición citada en el apartado 2”, es decir, el punto de conexión debe


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pertenecer al mercado principal de una subestación y al mercado

secundario de otra. En el resto de zonas (semiurbana y rural) el Decreto

indica que se procurará cumplir esta condición. Esto introduce una

garantía especial de suministro en todos los puntos de conexión en zona

urbana, no aplicada hasta el momento salvo en aquellos nuevos

suministros en los que así se solicitara por el consumidor en su solicitud

de conexión, generalmente nuevos suministros críticos y suministros

asociados a procesos productivos o actividades muy dependientes del

consumo de energía.

• “Ningún nuevo suministro urbano o semiurbano podrá conectarse a la

red de distribución en media tensión en antena”. Esto quiere decir que

todo nuevo suministro en estas zonas debe estar anillado, pudiendo en

caso de fallo de su alimentación pasar a alimentarse desde el otro

extremo del circuito al que pertenece. En el caso de suministros en zona

urbana esta condición ya estaría contenida en otra de rango superior

como es la pertenencia al mercado de dos subestaciones según se

indica en el punto anterior.

4.10 Criterios de diseño en subestaciones

En el Artículo 7 del Decreto 19/2008 se establecen unos criterios a tener en

cuenta en el diseño constructivo de subestaciones, dirigidos a disminuir el

impacto que un gran incidente pueda tener en el suministro eléctrico, facilitando

la conexión de equipos de emergencia si fueran necesarios.

Estos criterios son:

• La entrada de alimentaciones y salida de los conductores se diseñará de

tal modo que, en caso de incidente, pueda llevarse a cabo una rápida

conexión de los equipos auxiliares de emergencia.

• En aquellas subestaciones de nuevo diseño que por las características

de su ubicación no dispongan en su entorno de espacio suficiente o

adecuado para la instalación de subestaciones móviles de auxilio,

deberá preverse dentro del propio recinto una zona destinada a tal fin,


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suficiente para albergar el número de unidades necesarias para cumplir

los criterios de garantía de suministro establecidos en el Decreto.

Además, aunque no se hace mención en el Decreto 19/2008, sí se hace en

la Ley 2/2007 Artículo 10 a lo siguiente:

• Protección contra incendios. Se deben adoptar las medidas necesarias

para garantizar que los elementos inflamables existentes en el interior de

las subestaciones cuenten con medios de detección y extinción de

incendios adecuados. Además se establece la información detallada

sobre las subestaciones que las empresas distribuidoras deben facilitar

a los servicios de prevención, extinción de incendios y salvamento

(bomberos, etc.).

4.11 Equipos auxiliares de emergencia

En el Artículo 9 del Decreto 19/2008 se hace mención a los equipos

auxiliares de emergencia necesarios. En este sentido el Decreto establece que

las empresas distribuidoras dispondrán de equipos auxiliares de emergencia,

subestaciones móviles y grupos electrógenos, en la cantidad y potencia que

sea necesario con el fin de poder recuperar el mercado de la subestación con

mayor demanda, incluso en el caso de fallo de todas las líneas de alimentación

y toda la transformación a media tensión. Dicho mercado se recuperaría

mediante la utilización de la potencia de reserva disponible en las

subestaciones próximas y, el resto, mediante el uso de los citados equipos

auxiliares de emergencia, en la forma y cantidad que permitan las

características del mercado afectado.

Dichos medios serán los mínimos necesarios de los que deberá disponer

cada empresa distribuidora y quedarán afectos al suministro eléctrico en la

Comunidad de Madrid.

4.12 Plazo para adaptación de medios materiales a lo indicado por la Ley 2/2007 y el Decreto 19/2008

En la Disposición transitoria Única del Decreto 19/2008 se establecen unos

plazos para que las empresas distribuidoras adapten sus instalaciones y


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medios materiales a lo indicado en el mismo, contando dichos plazos a partir

de la fecha de aprobación de dicho Decreto:

• Un año para adaptar los equipos auxiliares de emergencia y registros de

incidencias. (Fecha de fin: Marzo de 2009)

• Dos años para adecuar las potencias, alimentaciones y líneas de salida

de las instalaciones. (Fecha de fin: Marzo de 2010)

El Decreto tiene en cuenta que estos plazos pueden no ser factibles de

conseguir y permite a las empresas distribuidoras prorrogar dicho plazo en

aquellos casos que así se justifique.

4.13 Régimen sancionador

En la Ley 2/2007 Capítulo I y en la Ley 4/2007 se establece el régimen

sancionador aplicables, determinando la tipificación de las infracciones y las

sanciones aplicables.

En la Ley se distingue entre infracciones muy graves, graves y leves.

Sanciones.

Las cuantías de las multas en función del tipo de infracción son las mismas

que las recogidas en la Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley

54/1997 del Sector Eléctrico:

• Infracciones leves: hasta 600.000 euros

• Infracciones graves: de 600.000,01 hasta 6.000.000 de euros.

• Infracciones muy graves: de 6.000.000,01 hasta 30.000.000 de euros.

Además, una infracción muy grave podrá llevar aparejada la revocación

o suspensión de las autorizaciones administrativas cuyo otorgamiento

sea competencia de la Comunidad Autónoma.

Además para la determinación de las correspondientes sanciones se

tendrán en cuenta las siguientes circunstancias:

• El peligro resultante de la infracción para la vida y salud de las personas,

la seguridad de las cosas y el medio ambiente.


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• La importancia del daño o deterioro causado.

• Los perjuicios producidos por la falta de suministro, en función del

número de personas afectadas y gravedad de la alteración social

producida.

• El grado de participación en la acción u omisión tipificada como

infracción y el beneficio obtenido de la misma.

• La intencionalidad en la comisión de la infracción y la reiteración en la

misma.

• La reincidencia por comisión en el término de un año de más de una

infracción de la misma naturaleza cuando así haya sido declarada por

resolución firme.

La competencia sancionadora corresponde al Consejero con competencia

en materia de energía para sanciones en infracciones leves o graves y el

Consejo de Gobierno de la Comunidad Autónoma para infracciones muy

graves.

4.14 Otros aspectos

• Mantenimiento de instalaciones

- Protocolo de mantenimiento preventivo y predictivo de las

instalaciones actualizado, en el que se recojan todos los trabajos

y actuaciones a realizar así como la periodicidad de los mismos,

que esté a disposición del órgano competente en materia de

energía.

- Inspecciones periódicas, con requerimientos adicionales a lo

dispuesto en la normativa aplicable:

Subestaciones eléctricas en suelo urbano: mínimo cada

dos años.

Centros de transformación: anualmente se escogerá una

muestra de, al menos, un 10 por 100 de los centros de

transformación objeto de inspección periódica por las

empresas distribuidoras en el año inmediatamente anterior.


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• Comunicación de incidencias en el suministro (Artículo 13 del Decreto

19/2008). Se establecen tiempos para informar a las administraciones

competentes sobre determinadas incidencias, en función del número de

suministros afectados y del tiempo de duración de la incidencia:

• Autorizaciones provisionales (Artículo 14 del Decreto 19/2008). Se

establece un procedimiento de autorización provisional de instalaciones

cuyo interés y urgencia sea debidamente justificado:

• Autorización de instalaciones de interés general (Artículo 17 de la Ley

2/2007). Cuando razones justificadas de urgencia o excepcional interés

para garantizar el suministro de energía eléctrica aconsejen el

establecimiento o la modificación de instalaciones, la Consejería

competente en materia de energía podrá declarar el interés general de

las obras necesarias para la ejecución de dichas instalaciones. Los

proyectos de construcción a que se refiere el apartado anterior serán

sometidos al Ayuntamiento interesado para informe. En caso de

urgencia, debidamente motivada, dicho plazo podrá reducirse a la mitad

y si aquella fuera extraordinaria, a diez días.


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5. APLICACIÓN DE LA LEY 2/2007 Y EL DECRETO 19/2008 SOBRE GARANTÍA DE SUMINISTRO DE LA COMUNIDAD DE MADRID

En los apartados anteriores se han resumido los puntos de la Ley 2/2007 y

del Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, que suponen un incremento

substancial en los requisitos de garantía de suministro eléctrico con respecto a

la normativa que aplica al conjunto del estado.

Estos requerimientos adicionales de calidad, aunque son deseables y están

acorde con los niveles de exigencia que cabrían esperar de una Comunidad

Autónoma con un elevado desarrollo urbano, social y económico, en la práctica

conllevan una mayor inversión en la construcción de nuevas infraestructuras,

en muchos casos redundantes, con un coste por encima de lo reconocido a la

actividad regulada de distribución eléctrica.

En los apartados siguientes se analizarán las consecuencias técnicas y

económicas de la aplicación práctica de los requerimientos superiores

introducidos en el diseño y planificación de las redes de distribución.

5.1 Introducción del criterio de fallo de subestación

Como ya se ha indicado en el apartado 3.3.3.4 de esta tesis, el criterio de

fiabilidad utilizado ampliamente en toda la industria eléctrica es el de fallo

simple de cualquier elemento simple de la red (n-1), como son los

transformadores y líneas. El origen de este criterio es probabilístico, debido a la

muy baja probabilidad de ocurrencia simultánea de dos o más incidentes. Este

criterio de fallo simple está definido por ley para la red de transporte debido a la

repercusión de los incidentes en esta red. Respecto a la red de distribución, el

criterio (n-1) es un criterio ampliamente utilizado, aunque no esté definido por

ley.

Si bien es posible, e incluso en ciertos casos deseable, planificar las redes

de distribución para cumplir criterios de fiabilidad más estrictos, esto debe ser

estudiado y valorado económicamente para evaluar la viabilidad del


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cumplimiento de los mismos con los niveles de retribución actualmente

reconocidos.

Los requerimientos introducidos por el Decreto 19/2008 suponen de

manera práctica la introducción de un nuevo criterio en la planificación de redes

no contemplado en la planificación tradicional del transporte y de la distribución,

que es mucho más estricto y de menor probabilidad que el fallo simple (n-1) y

que se va a denominar “criterio de fallo de subestación”.

Los requerimientos que marcan la definición de dicho criterio son

principalmente los siguientes:

• Ante cualquier incidencia en media o alta tensión el 70% del mercado

debe poder reponerse en menos de tres horas y el 100% en seis horas.

Al hacer referencia a “cualquier incidencia” debe entenderse que

también deben tenerse en cuenta determinadas incidencias múltiples

como por ejemplo la pérdida de las barras de Media Tensión de una

subestación.

• El Decreto establece el requerimiento de que todo suministro situado en

zona urbana pertenecerá al mercado principal de una subestación y al

menos al mercado secundario de otra, procurando cumplir este criterio

en zonas semiurbanas y rurales.

De la combinación de ambos requerimientos, al menos en zona urbana, se

tendría el criterio de fallo de subestación, ya que ante una incidencia múltiple

que suponga la indisponibilidad completa de una subestación, debido por

ejemplo a un incidente en el embarrado de salidas de Media Tensión, todos los

suministros afectados por ello deben poder ser suministrados desde otras

subestaciones en menos de 6 horas.

Por último, incluso en el propio Decreto 19/2008 se menciona este criterio

cuando se indica que en el Programa periódico exigido anualmente a las

empresas distribuidoras se debe aportar el dato de cobertura del mercado ante

el fallo total en la subestación.


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A continuación se van a desarrollar los siguientes aspectos relacionados

con este nuevo criterio de fallo de subestación:

a) Alcance. Es necesario definir en función del tipo de incidente y su

afección lo que se va a considerar en el alcance del fallo de

subestación.

b) Metodología. Se verá que es necesario modelizar la red y

desarrollar herramientas de análisis.

c) Consecuencias en el desarrollo de las redes de distribución.

Estos aspectos se desarrollan en más detalle a continuación.

5.1.1 Alcance del fallo de subestación

En primer lugar es necesario definir cuál sería el alcance de lo que se

entiende por fallo de subestación, ya que en función del mismo el estudio y sus

resultados serán diferentes.

La aplicación del criterio de fallo de subestación dependerá del tipo de

incidencia y de los sistemas que se consideren afectados por la misma:

• Incidencias que pueden dar lugar a fallo de subestación

Para el fallo completo deben tenerse en cuenta sólo aquellas incidencias

que supongan un fallo múltiple y por lo tanto la pérdida de más de un elemento,

es decir, no aplicarían incidencias como el fallo de aislamiento en un

transformador o el fallo de un interruptor automático ya que serían del tipo

criterio (n-1).

Las incidencias que pueden ocasionar un fallo múltiple son muy poco

probables y pueden tener unos orígenes muy dispares y complejos. Sin

embargo, todas ellas tienen en común la pérdida de uno o varios sistemas en la

propia subestación.

Las incidencias más graves que pueden estar relacionadas con el fallo de

subestación son las siguientes:


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- Incidencias acompañadas de un incendio en una subestación

urbana, esto provoca gran alarma social principalmente por el

peligro para la seguridad de las personas, pero también por los

daños que pueda provocar en edificios y equipamientos

contiguos. Además ante un incendio se pueden provocar daños

de gran magnitud en la instalación que no pueden ser evaluados

ni comenzar a subsanarse en tanto en cuanto no sea extinguido

el incendio y los equipos de emergencias permitan acceder a la

instalación.

- Incidencias que provocan un daño estructural importante en la

instalación, no originadas por un incendio, como por ejemplo la

caída de vanos de líneas aéreas que sobrevuelan subestaciones

con embarrados de intemperie.

• Sistemas afectados por el fallo de subestación

Como ya se ha indicado, una subestación es una instalación en la que se

realiza la transformación de energía desde niveles de tensión superiores a

niveles de tensión inferiores.

Para realizar esta transformación de energía, la subestación cuenta con los

sistemas principales siguientes:

- Sistema de Muy Alta o Alta tensión, con los equipos necesarios

para disponer de las funciones de línea, transformador, partición y

enlace barras que cada esquema requiera. Estos equipos son

básicamente embarrados, interruptores automáticos,

seccionadores y seccionadores de puesta a tierra y otros equipos

para medida, protección y control como son los propios cableados

de control, los transformadores de intensidad y los

transformadores de tensión. Los sistemas de Muy Alta y Alta

Tensión pueden ir ubicados en interior o en intemperie.

- Sistema de Transformación, con los transformadores de potencia

desde el nivel de tensión superior al nivel inferior. Los

transformadores pueden ir ubicados en interior o en intemperie.


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- Sistema de Media Tensión, con los equipos necesarios para

disponer de las funciones (o posiciones) de línea, transformador,

partición, enlace de barras, y otras funciones para la conexión de

los servicios auxiliares y baterías de condensadores. Estos

equipos son básicamente embarrados, interruptores automáticos,

seccionadores y seccionadores de puesta a tierra y otros equipos

para medida, protección y control como son los propios cableados

de control, los transformadores de intensidad y los

transformadores de tensión. Los sistemas de Media Tensión

pueden ser de interior o de intemperie. En el caso de ser de

interior las protecciones suelen ir ubicadas en cada una de las

posiciones de Media Tensión en armarios diseñados para tal fin.

- Sistemas de medida, control y protección. Por lo general las

subestaciones cuentan con una sala de control en la que se

encuentran unos armarios con los equipos de control, medida y

protección de los sistemas de Muy Alta y Alta Tensión. A estos

armarios llegan, a través de los cableados de control, las señales

necesarias para la medida, el control y las protecciones, como por

ejemplo: órdenes de control y estados de los interruptores

automáticos, medidas de los transformadores de intensidad y

medidas de los transformadores de tensión. En el caso de los

sistemas de Media Tensión los equipos de control y protecciones

no suelen encontrarse en la sala de control, ya que las propias

posiciones del sistema vienen equipadas con unos armarios

incorporados donde alojar los equipos necesarios. En las salas de

control se encuentran además todos los equipos de

comunicaciones necesarios para el telecontrol de la subestación.

- Servicios propios. Los servicios propios de la subestación son

aquellos que dentro de la subestación requieren el uso de energía

eléctrica en Baja Tensión (por ejemplo alumbrado, baterías de

corriente continua para alimentación de los equipos de

comunicaciones, alimentación de los equipos motorizados de los

interruptores etc). Para alimentar dichos servicios se instalan en

la propia subestación transformadores de Media Tensión a Baja


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Tensión desde los que se alimentan los armarios de distribución

en Baja Tensión. Estos transformadores podrán estar en interior o

en intemperie. En función de la criticidad de la instalación estos

sistemas pueden llegar a diseñarse de forma redundante.

- Entrada y salida de líneas. Una subestación no tiene ninguna

razón de ser sin la acometida de al menos una línea de

alimentación en Muy Alta o en Alta Tensión y sin unas líneas de

salida en un nivel de tensión inferior, que puede ser Media

Tensión o Alta Tensión, o ambas. En función del tipo de

instalación y de la zona en la que se encuentre ubicada la

subestación, las líneas de entrada y de salida de la subestación

podrán ser:

Aéreas, en general se tratará de instalaciones de

intemperie en entornos rurales.

Subterráneas por canalización, se tratará de instalaciones

de interior o de intemperie en zonas más urbanizadas,

donde no puedan mantenerse tendidos aéreos.

Subterráneas por galería, se tratará de instalaciones de

interior en zonas urbanas de gran densidad de servicios y

complejidad para canalizar, como es el caso de grandes

ciudades como Madrid o Barcelona.

Otros sistemas que pueden considerarse como secundarios:

- Sistema de control de reactiva. Estos equipos están formados por

un número determinado de botes de condensadores conectados

entre sí en serie y en paralelo para obtener la potencia reactiva

necesaria, y están a su vez conectados a uno de los niveles de

tensión de la subestación, en función de las necesidades de

compensación de reactiva que se tengan.

- Sistemas de protección contraincendios, formados por los

equipos pasivos y activos necesarios para la detección de

incendios y en los casos en los que el criterio de diseño así lo

especifique, para la extinción del mismo.


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- Sistemas de recogida de aceite de los transformadores de

potencia, que tienen como objetivo minimizar el riesgo ante una

eventual pérdida de aceite que pueda dar lugar a un incidente

medioambiental u originar un incendio. Para ello se diseñan las

bancadas de los transformadores con foso de recogida de aceite

y evacuación a depósitos soterrados, estando dichos depósitos

separados una distancia mínima de los transformadores.

Una vez vistos los tipos de incidentes y los sistemas que pueden verse

afectados, los fallos de subestación más graves que podrían ser analizados

son los siguientes:

• Pérdida del sistema de Muy Alta Tensión. El caso más grave sería el de

un incidente, por ejemplo un incendio, que afectara a la sala de celdas

de Muy Alta Tensión en una subestación urbana de tipo interior,

viéndose afectado también el control de dicho sistema. La aparamenta

del sistema de Muy Alta Tensión no podría utilizarse, las líneas de Muy

Alta Tensión estarían en punta en la subestación, lo que supondría el

fallo destructivo y completo del nudo de Muy Alta Tensión. Dado que no

existe alimentación en Muy Alta Tensión, el mercado principal de la

subestación no podría ser atendido en primera instancia por la

transformación instalada en la misma. Por otro lado, el sistema de Media

Tensión (y Alta Tensión si lo tiene) se encontraría según este supuesto

intacto y disponible. Por lo tanto el criterio para simular este tipo de fallo

es de fallo destructivo en Muy Alta Tensión y utilización de las barras de

Media y Alta Tensión como centro de maniobra para alimentar por

retorno parte del mercado principal.

• Pérdida del sistema de Alta Tensión. Sería el caso de un incidente que

afectara a la sala de celdas de Alta Tensión en una subestación urbana

de tipo interior, viéndose afectado también el control de dicho sistema.

La aparamenta del sistema de Alta Tensión no podría utilizarse, las

líneas de Alta Tensión estarían en punta en la subestación, lo que

supondría el fallo destructivo y completo del nudo de Alta Tensión. Dado

que no existe alimentación en Alta Tensión, el mercado principal de la


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subestación que tuviera transformación AT/MT no podría ser atendido en

primera instancia por la transformación instalada en la misma. Por otro

lado el sistema de Media Tensión se encontraría intacto y disponible.

Por lo tanto el criterio para simular este tipo de fallo es el de fallo

destructivo de la Alta Tensión y utilización de las barras de Media

Tensión como centro de maniobra para alimentar por retorno parte del

mercado principal.

• Pérdida del sistema de transformación. Es el caso en el que un incidente

en el cubículo de un transformador afectara a otro u otros

transformadores en cubículos contiguos. En este caso no se produce

pérdida del sistema de Muy Alta Tensión, que sigue funcionando y

dando continuidad a las líneas de MAT, pero se produce la pérdida del

mercado principal de la subestación que sea alimentado por los

transformadores afectados. Por otro lado el sistema de Media Tensión (y

Alta Tensión si lo tiene) se encontraría intacto y disponible. Por lo tanto

el criterio para simular este tipo de fallo es que podrían utilizarse las

barras de Media y Alta Tensión a modo de centro de maniobra para

alimentar parte del mercado principal.

• Pérdida del sistema de Media Tensión. Es el caso de un incidente que

afectase a la sala de celdas de Media Tensión, viéndose afectado

también el control de dicho sistema. Esto puede ocurrir en la mayoría de

las subestaciones, sean urbanas o no, ya que la tendencia actual es

sustituir la aparamenta de intemperie por celdas de interior. La

aparamenta del sistema de Media Tensión no podría en este caso

utilizarse, las líneas de MT estarían en punta en la subestación y el

mercado principal de la subestación atendido desde los embarrados de

MT no podría ser suministrado desde la propia subestación. Por lo tanto

el criterio para simular este tipo de fallo es el fallo destructivo de las

barras de Media Tensión, que en comparación con los casos anteriores,

no podrían ser utilizadas como centro de maniobra y todo el mercado

principal tendría que ser recuperado desde el exterior.

• Pérdida de los sistemas de Muy Alta Tensión, Alta Tensión y Media

Tensión. En este caso se pierden todos los sistemas y el control de la

subestación, el criterio sería el fallo destructivo en todos los niveles


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de tensión, es el fallo menos probable y el que arrojará valores de

mercado afectado más grandes.

• Pérdida de cables en galería. Esto puede deberse al incendio en una

galería de los cables que discurren por ella. En función del nivel de

tensión al que afecte, el análisis de este tipo de fallo equivale a lo

indicado para la pérdida del sistema correspondiente (Muy Alta Tensión,

Alta Tensión o Media Tensión).

Ilustración 21. Ejemplos de fallos destructivos en una subestación MAT/MT

De todo lo anterior se deduce que el fallo de subestación más grave es el

fallo destructivo en todos los niveles de tensión, en el que no es utilizable en

primera instancia ningún elemento de la subestación. Este sería el caso de un

incidente en el que se ve afectado el control de la subestación, las barras,

transformadores y líneas de salida, y en el que el acceso a la instalación para

maniobrar localmente está impedido, por ejemplo por la declaración de un

incendio. En una situación así debería simularse la red en todos los niveles de

tensión como si la subestación en cuestión dejara de funcionar y todo su

mercado debiera ser recuperado desde el exterior.

Dado que el fallo destructivo en todos los niveles de tensión es de muy baja

probabilidad de ocurrencia, en especial en subestaciones de intemperie, se


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propone la siguiente aplicación del criterio de fallo de subestación a la hora de

evaluar la Potencia No Garantizada y los refuerzos necesarios:

• Aplicación de fallo destructivo en todos los niveles de tensión en

subestaciones de tipo compacto, en las que la aparamenta en todos los

niveles de tensión y la transformación se encuentra en interior. Este tipo

de subestaciones se encuentra principalmente en entornos urbanos.

• Aplicación de fallo destructivo en el sistema de Media Tensión, para

aquellas subestaciones en las que sólo las celdas de MT se encuentren

dentro de un edificio.

5.1.2 Metodología de estudio del fallo de subestación

El estudio de fallo de subestación deberá realizarse para cada uno de los

sistemas que puedan verse afectados en función de la hipótesis de fallo

analizada, según lo indicado en el apartado 5.1.1.

Con el fin de obtener los resultados más fiables y aproximados a la

realidad, se propone para el estudio del fallo de subestación en cada sistema

(Muy Alta, Alta y Media Tensión) la metodología siguiente:

• Elaboración de un modelo de la red de cada sistema en los escenarios

de estudio, donde se encuentren representadas las características

técnicas, la topología de la red, la operación y las demandas previstas

para ese escenario (punta de verano o punta de invierno).

• Simulación del fallo del sistema correspondiente de la subestación, es

decir, del sistema de Media Tensión si se está trabajando en un modelo

de red en ese nivel de tensión. La hipótesis de fallo propuesta en el

apartado 5.1.1 es la de fallo destructivo que equivaldría a simular la

apertura de todos los interruptores del sistema y recuperación del

mercado desde el exterior de la subestación. Esta simulación debe

realizarse aplicando los criterios de sobrecargas máximas admisibles

según lo indicado en el apartado 3.3.3.3. De esta simulación se obtendrá

el valor de mercado que no es posible atender cuantificado por la


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Potencia No Garantizada correspondiente, de acuerdo con lo indicado

en el apartado 3.3.3.4.

En el caso del estudio del fallo completo del sistema de Media Tensión, es

necesario tener modelada la red de MT con un grado de exactitud suficiente

que considere apoyos realistas. Sin embargo, la elaboración y mantenimiento

de este modelo será de una dificultad elevada si no se dispone de aplicaciones

que faciliten la creación de modelos de red de MT, debido a las siguientes

razones:

• La red de MT está formada por un gran número de elementos: líneas,

elementos de maniobra, barras de centros, transformadores MT/BT, etc,

cuya representación puede resultar muy compleja, con un gran número

de interconexiones, y daría lugar a modelos de red con un número muy

elevado de nudos y difíciles de mantener actualizados (en especial en

comparación con la de Muy Alta Tensión).

• En el modelo sería necesario contemplar las demandas a nivel de

subestación, línea de Media Tensión y centros, con un gran número de

suministros conectados. Estas cargas pueden ir además variando con el

crecimiento de la demanda y la incorporación de nuevos suministros,

que en una red tan dinámica y de rápida evolución como la de Media

Tensión puede ser muy complejo de mantener actualizado (en especial

en comparación con la de Muy Alta Tensión).

• Para que la representación de la red de Media Tensión sea completa es

necesario además disponer de los estados de los elementos de

maniobra con la operación actualizada para el escenario en estudio. Es

decir, un modelo de red con una demanda concreta se corresponde con

un estado de operación determinado, si la operación no está actualizada

se estará falseando el modelo.

Por otro lado, el estudio del fallo de subestación en el sistema de Media

Tensión partiendo de un modelo de red realista será también de elevada

complejidad. Esto es debido a que la red de distribución en Media Tensión está

muy anillada, especialmente en las zonas urbanas, siendo posible recuperar el

mercado afectado por una incidencia desde varios apoyos diferentes, lo que


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representa una dificultad mayor a la hora de analizar el fallo de subestación.

Por ejemplo, en el caso de una subestación que tuviera 20 salidas de Media

Tensión, la simulación del fallo destructivo de barras de MT equivaldría a la

apertura de los veinte interruptores de línea en la subestación. Dado que la

operación en MT es radial, para cada una de las veinte salidas sería necesario

actuar como el operador de un centro de control que fuera abriendo y cerrando

los elementos de maniobra para ir recuperando el mayor mercado posible,

intentando utilizar además los apoyos óptimos. Esto supone que para cada

subestación es necesaria la simulación de un gran número de maniobras y

localización y elección de los mejores apoyos posibles, además de depender el

resultado final del conocimiento de la red que tenga la persona que realiza la

simulación.

Por las razones indicadas, es decir, dificultad para la elaboración del

modelo de red de Media Tensión y la complejidad del análisis de fallo de

subestación en este sistema, debe ser prioritario para las empresas

distribuidoras el desarrollo de herramientas que sistematicen los estudios de la

red de MT. En caso contrario, el estudio consumirá un elevado número de

horas/hombre e incluso, de no disponerse de un modelo de red cercano a la

realidad, podrá dar resultados de mercado afectado alejados de la realidad.

La aplicación más extendida a nivel mundial para el análisis de redes de

transporte es el PSS/E de la empresa PTI, por su probada robustez y fiabilidad

en los resultados obtenidos. Dicha herramienta es utilizada por las empresas

transportistas, pero también por las empresas distribuidoras para el análisis de

sus redes de Muy Alta y Alta Tensión. Sin embargo su aplicación, aunque

factible, no está extendida para el análisis de redes radiales en Media Tensión.

Por otro lado el PSS/E puede ser usado conjuntamente con el lenguaje de

programación Python para generar herramientas a medida del usuario.

Por todo lo anterior, el uso del PSS/E para el análisis de redes de Media

Tensión presenta las siguientes ventajas:


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• Conocimiento de la aplicación PSS/E en las empresas distribuidoras,

que la utilizan para el análisis de redes de Muy Alta Tensión y Alta

Tensión.

• Una única herramienta para el análisis de redes en todos los niveles de

tensión, por lo tanto focaliza la formación en una única herramienta y se

reduce el coste en licencias con respecto al uso de varias aplicaciones.

• Es una aplicación de gran fiabilidad y robustez, demostrado por su

aplicación extendida a nivel mundial en las empresas de transporte.

• Posibilidad de desarrollar programas en el lenguaje Python para

disponer de herramientas a medida de las necesidades del usuario.

• La aplicación ha mejorado mucho en las últimas versiones en cuanto a la

representación gráfica y manipulación de la red, permitiendo por ejemplo

realizar operaciones apertura-cierre sobre el gráfico o modelar nuevas

instalaciones de forma sencilla (líneas, centros, subestaciones, etc) lo

cual facilita el análisis de los refuerzos de red. Aunque estos aspectos

deben mejorarse en versiones posteriores, la situación actual ya permite

el uso en redes de Media Tensión de forma relativamente cómoda. En la

Ilustración siguiente se puede ver la representación esquemática de la

red de MT en PSS/E:

Ilustración 22. Representación de red de Media Tensión en PSS/E

Salidas de MT de Subestación


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Aunque no es objeto de esta tesis profundizar en el desarrollo de dichas

herramientas, se indican a continuación las aplicaciones mínimas que deberían

desarrollarse, partiendo de la aplicación PSS/E como base para el cálculo del

fallo de subestación en la red de Media Tensión:

• Herramienta para la generación de casos base en formato de PSS/E.

Dicha herramienta tendría los siguientes datos de entrada, tomados en

una fecha determinada:

- Características técnicas de la red (secciones de las líneas,

resistencias, reactancias, longitudes de línea, transformadores,

etc), es decir, equivale el inventario de la red en ese momento.

- Topología de la red, es decir, la conectividad entre los diferentes

elementos que conforman la red y que le confieren la estructura

que tiene en ese momento.

- Estados de los elementos de maniobra, es decir, la operación real

en el momento en el que se representa la red. Cada elemento de

maniobra tendría dos estados posibles: abierto o cerrado.

- Medidas reales de transformadores y líneas en el momento para

el que se realiza el caso base.

Partiendo de todos estos datos se debería obtener el modelo de red en

formato fichero tipo “.raw” de un momento concreto (día y hora) para ser

utilizado en PSS/E. Además hay una serie de aspectos que mejorarían la

herramienta de obtención del caso base:

- Dada la gran cantidad de elementos que conforman la red de

distribución, el número de nudos del caso base si se realiza la

conversión al modelo de forma directa puede hacer inviable su

utilización, por lo que debería aplicarse algún tipo de algoritmo

que permitiera la reducción del número de nudos (concentrando

por ejemplo todos los elementos de maniobra y barras de un CT

en un solo nudo y trasladando la maniobra a las líneas de salida).

- En general, las empresas distribuidoras disponen de

representación gráfica (esquemática y cartográfica de sus redes),


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por lo que dicha representación debería tenerse en cuenta en la

generación del modelo para obtener ficheros tipo “.drw” de

gráficos PSS/E. Estas representaciones facilitarán el manejo del

modelo y el estudio de los resultados.

- Debería guardarse día a día la información de los datos de

entrada necesarios para generar el modelo, así el usuario podrá

generar el caso base del día que le interese, sin necesidad de

mantener un caso base de partida antiguo que deba ser

actualizado periódicamente.

• Desarrollo de un algoritmo que simule de forma sistemática el fallo de

subestación, usando el lenguaje de programación Python, para ser

utilizado a su vez como herramienta sobre el caso base en PSS/E. La

base del algoritmo sería la localización de los máximos apoyos

disponibles en cada caso y el restablecimiento del mercado desde

dichos apoyos. Una mejora a este algoritmo sería considerar las

posibles descargas de los propios apoyos, es decir, si el apoyo desde

una línea se encuentra al límite de su capacidad, permitir descargar este

apoyo hacia otras líneas para, una vez descargado el apoyo, poder

utilizarlo para reponer el mercado afectado. En la realidad este tipo de

trasvases suelen ser realizados en grandes incidentes, por lo que los

valores obtenidos de PNG considerando las descargas se acercarán

más a la realidad.

Los resultados mínimos que se deberían obtener del programa de

simulación de fallo para cada subestación serían:

- el valor de la Potencia No Garantizada

- potencias trasvasadas al resto de subestaciones

- representación gráfica en PSS/E del mercado que queda sin

suministro

- listado de maniobras de apertura-cierre realizadas por el

programa para llegar a ese resultado.


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Una vez obtenidos los valores de PNG distintos de cero y las zonas que

quedan afectadas sin suministro, podrían estudiarse y modelarse en el propio

PSS/E los desarrollos de red necesarios para solucionar el problema

detectado.

Por último indicar la ventaja que representa la aplicación de la herramienta

PSS/E junto con el lenguaje Python para desarrollar otra serie de programas

que permitan el análisis sistemático de fallos como el N-1 de líneas de Media

Tensión, N-1 de transformadores e incluso programas de optimización de la

operación.

5.1.3 Consecuencias en el desarrollo de redes de distribución

Aunque el criterio tradicional de planificación de redes aplicado por todas

las empresas distribuidoras es el de fallo simple (n-1), es posible diseñar la red

para soportar incidentes más graves como es el fallo de subestación, a costa

de un lógico incremento de inversión, que será muy variable en función de la

red existente y la posibilidad de realizar los refuerzos más óptimos en la red.

Por lo tanto, partiendo de las herramientas de análisis que se encuentren a

disposición de cada una de las empresas distribuidoras y aplicando los

requerimientos introducidos por el Decreto 19/2008 cada empresa debe evaluar

el grado de cumplimiento de estos requisitos, en especial el cumplimiento del

nuevo criterio de fallo de subestación bajo las hipótesis indicadas en el

apartado 5.1.1.

Es de esperar que esto tenga las siguientes consecuencias en el desarrollo

de las redes de distribución, en mayor o menor medida en función del grado de

cumplimiento de cada empresa distribuidora:

• Las redes de MT en zonas urbanas deberán estar adaptadas para

realizar grandes trasvases de potencia entre unas subestaciones y otras.

En este sentido, como se indicó en el punto 3.4.2.2, las redes urbanas

del tipo Centro de Reparto con alimentadores responderán mejor ante

fallo de subestación (en especial el destructivo de barras de Media

Tensión) que las redes de tipo Centro Reflejo con circuito de apoyo.


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• La aplicación práctica del criterio de fallo de subestación tiene como

consecuencia que serán necesarias nuevas inversiones en

infraestructuras, coste que no ha sido evaluado a la hora de aprobar la

reglamentación de las Comunidades:

- Será necesaria la construcción de nuevas líneas de Alta Tensión

y de Media Tensión para hacer frente a los trasvases de potencia.

En el caso de Media Tensión serán especialmente nuevos

circuitos alimentadores procedentes de subestaciones de apoyo y

nuevos centros telemandados (especialmente del tipo Centro de

Reparto).

- Será necesaria la construcción de nuevas subestaciones para

disponer de la reserva de potencia como mercado secundario

ante fallo completo. Aplicando la hipótesis del fallo destructivo de

todos los sistemas en instalaciones con varios niveles de tensión

MAT/AT/MT (por ejemplo, subestaciones 132/66/20 kV, o

subestaciones 220/45/15 kV) los valores de PNG serán no sólo

los de la propia transformación a Media Tensión, sino también los

de las Subestaciones que se alimenten de la red de reparto de

Alta Tensión. En estos casos la solución para cumplir con la Ley

sería por ejemplo duplicar la subestación, introduciendo unos

costes muy elevados al sistema.

En zonas donde existe convivencia de redes de diferentes distribuidores

con el mismo nivel de tensión será conveniente analizar la viabilidad de

establecer puntos de apoyo mutuo ante grandes incidentes.

Además deben diseñarse las subestaciones para minimizar el riesgo de

grandes incidentes:

- En subestaciones compactas debería tenderse a la aplicación de

sistemas pasivos para disminuir el riesgo de incendios, como por

ejemplo la compartimentación más independiente posible de los

sistemas de la subestación, de forma que se disminuya el riesgo


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de afección de un incidente en una parte de la subestación al

resto de equipos. Por ejemplo:

Los transformadores deberían situarse en cubículos

independientes.

Los módulos de celdas de MT deberían separarse

físicamente entre sí para evitar la pérdida completa del

embarrado de MT.

Todos los cables subterráneos de entrada y salida de la

subestación deberían ser cables secos no propagadores

de llama, de forma que un incendio en la parte de cables

en la galería de la subestación no se propague y afecte al

resto de la instalación y viceversa.

- Existencia de sistemas activos de detección y extinción de

incendios eficientes para aplicación en los sistemas ubicados en

edificio.

- En subestaciones de intemperie debe evitarse la existencia de

circuitos aéreos por encima de embarrados de cualquier nivel de

tensión, para evitar incidentes en los que el vano de la línea

pueden caer sobre el embarrado y dejarlo indisponible.

5.1.4 Ejemplo práctico de aplicación de fallo total

A continuación se desarrolla un ejemplo práctico sencillo de aplicación de

fallo de subestación, tomando como base un caso real de la red de la

Comunidad de Madrid en un municipio con calificación zonal de semiurbano

pero muy próximo al límite de urbano, cuya demanda se alimenta desde una

subestación situada en el propio municipio.

En la figura siguiente se ha representado la subestación que alimenta este

municipio, con una potencia instalada a Media Tensión de 120 MVA mediante 3

transformadores de 40 MVA cada uno. Dicha subestación es de intemperie,

salvo las celdas de Media Tensión que son del tipo Doble Barra y se

encuentran dentro de un edificio. Además está representada la red de Media

Tensión, que cuenta con tres centros de reparto (CR) conectados a la


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subestación a través de varios circuitos alimentadores, y varias interconexiones

con otras subestaciones situadas en otros municipios.

Ilustración 23. Ejemplo de red de MT alimentada desde una Subestación

En este caso se ha tomado una situación de punta de demanda en

subestación correspondiente a 72,8 MW. Esto supone que en situación de

punta la subestación se encuentra al 60,6%, y ante el fallo simple de un

transformador la subestación no tendría PNG y podría recuperarse la carga a

través del apoyo interno de la propia subestación.

En esta situación, desde el punto de vista de los criterios de planificación

utilizados tradicionalmente, no sería necesario realizar inversiones en la red del

municipio en el corto y medio plazo. En todo caso, y debido al crecimiento de la

demanda de años futuros por la conexión de nuevos suministros importantes,

sería necesaria la construcción de nuevas infraestructuras imputables a dichos

nuevos clientes.

Se supone a continuación la aplicación del criterio de fallo destructivo de las

barras de Media Tensión. Se aplica para este cálculo la metodología descrita


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en el apartado 5.1.2. En este caso los apoyos de la red exterior no pueden

asumir toda la potencia de la instalación, arrojando un valor de PNG de 67,3

MW.

En la figura siguiente puede verse todo el mercado afectado por el fallo

completo, que representa la práctica totalidad del municipio.

Ilustración 24. Ejemplo de mercado afectado por el fallo de subestación

La solución a esta situación pasaría por la construcción de otra nueva

subestación, independiente de la anterior, que permita asumir la PNG ante el

fallo de la primera. En la figura siguiente se ha representado dicha nueva

subestación, conectada a la red de Media Tensión, concretamente a los

Centros de Reparto, mediante una red mínima de alimentadores para poder

soportar el fallo. Modelando la nueva subestación y la red de MT mínima, y

volviendo a aplicar las herramientas para el cálculo de PNG por fallo

destructivo, el valor de la PNG sería cero.


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Ilustración 25. Ejemplo de resolución de PNG por fallo de subestación

El valor estimado del coste de esta solución para la resolución de la PNG

de fallo total de la subestación de este ejemplo asciende a unos 11,5 mill€:

Inversiones necesarias para cumplimiento fallo de Subestación - Municipio con una ST Unidades TOTAL Nueva Subestación AT/MT con potencia mínima instalada 70 MVA 1 9.375.000 Alimentación a nueva subestación en AT (metros) 2.100 950.000 Nueva red de MT (metros) 8.000 1.200.000

TOTAL 11.525.000

Independientemente del coste de este ejemplo concreto, la conclusión que

se puede sacar por la aplicación del criterio de fallo total es que afloraría una

inversión en el horizonte del corto plazo no planificada previamente, lo que

como se verá en los apartados siguientes representa a nivel global de cada

empresa distribuidora un incremento de las inversiones necesarias no

contemplado en la retribución de la actividad.


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5.2 Conexión de nuevos suministros

El Decreto 19/2008 establece que la empresa distribuidora deberá poner a

disposición de todos los nuevos suministros en zona urbana un punto de

conexión que pertenezca al mercado principal de una subestación y al mercado

secundario de otra. Según esto no podría darse un punto de conexión

alimentado desde transformadores distintos de una misma subestación, y por lo

tanto la red diseñada para el nuevo suministro debería cumplir con los criterios

establecidos por el Decreto en cuanto a garantía de suministro, como es el

criterio de fallo completo de subestación.

Para ilustrar cómo modifica este criterio la definición de los puntos de

conexión en zona urbana se plantea un supuesto sencillo. Se supone una

solicitud de suministro de 8 MW en Media Tensión, situada en el entorno de la

subestación A, en la que se dispone de tres transformadores con capacidad

suficiente para atender la potencia solicitada.

Según el criterio tradicional de fallo simple (n-1) se le podría dar el punto de

conexión en la subestación A, y dado que el suministro debe ser anillado se le

anillaría conectando a otro transformador diferente de la misma subestación

“A”:

Sin embargo, según el criterio introducido por el Decreto 19/2008 el punto

de conexión sería por un lado en la subestación A, que sería el mercado

principal, anillando contra la subestación B que sería el mercado secundario.

Esto sería factible suponiendo que la subestación B tenga margen para asumir

el mercado secundario de la subestación A más el del nuevo suministro. En

ST “A” ST “B” Nuevo suministro 8

MW ST “A”

Doble circuito en MT desde trasformadores diferentes de la subestación “A”

Ilustración 26. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde una subestación


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caso contrario sería necesaria una tercera subestación para poder cumplir con

el suministro del mercado secundario.

La primera conclusión que se puede sacar de lo anterior es que el diseño

de las instalaciones de extensión para dar el punto de conexión de nuevos

suministros en zona urbana según el Decreto 19/2008 requerirá un mayor

desarrollo de infraestructuras que lo necesario para cumplir el criterio

tradicional de fallo simple (n-1).

Por otro lado, en el Capítulo II del RD 1955/2000 y en el Capítulo IV Artículo

9 Punto 3 del RD 222/2008 se regulan las condiciones de las acometidas

eléctricas y demás actuaciones para atender el suministro, indicándose lo

siguiente:

“las condiciones técnico-económicas sobre el nivel de tensión, el punto de

conexión y la solución de la alimentación eléctrica para los nuevos suministros

serán determinados por el Gestor de la Red de distribución, que deberá tener

en cuenta criterios de desarrollo y de operación al mínimo coste de las redes

de distribución garantizando la calidad de suministro.”

“Para el resto de las instalaciones de nueva extensión necesarias para

atender las solicitudes de nuevos suministros o ampliación de los existentes,

con base en las condiciones técnico y económicas a las que se refiere al

ST “A” ST “B” Nuevo suministro 8 MW ST “A”

Simple circuito en MT desde la subestación “A” y desde la subestación “B”

Ilustración 27. Ejemplo de conexión de nuevo suministro desde dos subestaciones


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apartado 3 de este artículo, el coste será de cuenta de sus solicitantes, sin que

proceda el cobre de derechos de extensión” (Excepto solicitudes de menos de

100 kW en BT y menos de 250 kW en Alta Tensión en suelo urbanizado, para

los que el coste será por cuenta del distribuidor cobrando derechos de

extensión)

Por lo tanto, dado que los nuevos suministros a los que aplica el apartado

anterior tienen que asumir el coste de las instalaciones de nueva extensión

cumpliendo con los criterios introducidos por el Decreto 19/2008, la segunda

conclusión que se puede sacar es que los nuevos suministros en zona urbana

tendrán que asumir mayores costes de las nuevas infraestructuras que si se

aplicara el criterio de fallo simple (n-1).

5.3 Utilización de equipos móviles de emergencia

EL Decreto 19/2008 tiene en cuenta que parte de la potencia del mercado

principal de una subestación puede ser suministrada en caso de incidente

desde equipos auxiliares de emergencia como son:

• Grupos electrógenos

• Subestaciones móviles

En este sentido el Decreto 19/2008 indica que la entrada de alimentaciones

y salida de los conductores de toda subestación se diseñará de tal modo que,

en caso de incidente, pueda llevarse a cabo una rápida conexión de los

equipos auxiliares de emergencia que resulten necesarios, de forma que todo

el mercado principal atendido por la misma quede cubierto, bien a través del

sistema fijo de distribución que continúe estando operativo o bien a través de

dichos equipos.

Además, en el diseño de las nuevas subestaciones que no dispongan en su

entorno de espacio suficiente o adecuado para la instalación de subestaciones

móviles de auxilio, deberá preverse dentro del propio recinto una zona

destinada a tal fin.


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Las subestaciones móviles son equipos tradicionalmente utilizados ante

situaciones de emergencia como la pérdida de un transformador (criterio de

fallo simple), por lo que su esquema básico consta de una posición de AT, un

transformador y en algunos casos un sistema de MT con un número mínimo de

posiciones en dicho nivel.

Su aplicación ante situaciones de gran incidente como el fallo de

subestación hace que deban adaptarse incluyendo nuevos desarrollos más

flexibles. Esto se consigue mediante sistemas modulares, como por ejemplo:

• Módulos de celdas Media Tensión móviles. En un contenedor móvil se

introducen las celdas de MT aisladas en SF6, con el número de

posiciones que permita recuperar por lo menos la carga del

transformador de más potencia. En estos contenedores se pueden

incluir los servicios de control y servicios auxiliares necesarios para su

funcionamiento autónomo.

• Módulos de celdas de Alta Tensión móviles (por ejemplo 45 o 66 kV). La

filosofía es la misma que el contenedor de celdas de MT, pero con el

número de posiciones que sea necesario para restablecer como mínimo

un transformado AT/MT, y dar continuidad a la red de AT si es

necesario.

• Módulo de celdas de 132 kV. Al igual que en los casos anteriores debe

ser aparamenta del tipo SF6. Debido al tamaño y la dificultad del

transporte por carretera, las funciones que cabría esperar en este tipo de

instalación serían las básicas de Línea y Trafo.

• Transformadores móviles, con las relaciones de transformación y

potencias necesarias para cumplir con los requerimientos establecidos.

Aunque en teoría el uso de equipos móviles podría suministrar una parte

importante del mercado afectado ante grandes incidentes en zonas urbanas, en

la práctica se encuentra con una serie de inconvenientes que pueden hacer

inviable en algunos casos su uso:

• En zonas de gran densidad de población la tendencia desde hace años

es utilizar transformaciones directas desde el nivel de transporte (220kV)


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al nivel de MT. Los equipos móviles de celdas de 220 kV no son

responsabilidad de las empresas distribuidoras. En cuanto a los

transformadores móviles de 220 kV a MT no se conocen diseños en este

sentido, y es de esperar que haya inconvenientes de tipo técnico, entre

otras razones por el tamaño de los mismos. Por ello no sería de

aplicación la instalación de equipos móviles en subestaciones 220/20

kV, salvo en el caso de que el incidente sea en celdas de MT en cuyo

caso sería aplicable el módulo de celdas móviles de MT.

• En muchas de las subestaciones de interior existentes desde hace años

en zonas urbanas no se tuvo en cuenta en su diseño original la

necesidad de reservar espacio para equipos móviles de emergencia

como los indicados, por lo que su ubicación debería realizarse en caso

de necesidad en el exterior. Esto a su vez puede ser también

problemático, por la falta de espacio en las calles adyacentes o la falta

de una ubicación técnicamente adecuada. Por ello debe estudiarse para

cada subestación de interior la implantación de equipos móviles en su

exterior, y en caso de existir alternativa de ubicación exterior debería

informarse a las autoridades con el fin de dejar prevista esa necesidad y

la conexión de cables en caso de gran incidente.

• Los tiempos necesarios para la conexión de subestaciones móviles a

redes de Muy Alta Tensión subterráneas es muy superior a las tres

horas que requiere el Decreto, debido a la necesidad de abrir la línea

subterránea en un punto y confeccionar los empalmes necesarios para

la conexión al equipo móvil de emergencia. Por ejemplo, en redes de

132 kV, el tiempo para poder conectar el equipo móvil de emergencia a

la red subterránea como mínimo sería de 36 horas, utilizando tipos de

empalmes pre-confeccionados para cable seco que son más rápidos

que los empalmes tradicionales. En las figuras siguientes se representa

el fallo de la Subestación B alimentada en 132 kV y la necesidad de abrir

la línea de 132 kVpara alimentar la subestación móvil.


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Por todo lo anterior, sin perjuicio de que el uso de equipos móviles pueda

ser válido en determinados casos, en general en zonas urbanas de grandes

núcleos de población con subestaciones de interior y redes subterráneas de

Muy Alta Tensión, la instalación de equipos móviles no cumpliría con el criterio

de restablecimiento del 70% del mercado en 3 horas y el 100% en 6 horas ante

grandes incidentes como el fallo destructivo de una subestación.

Una solución para la conexión de subestaciones móviles en grandes

núcleos de población sería recuperar los niveles intermedios de Alta Tensión

(por ejemplo 45 kV en Madrid Capital), que se han ido dejando de utilizar por el

Subestación B

Línea 132 kV

?X

X Empalme

36 h Subestación B

Subestación A

Ilustración 28. Conexión de cable subterráneo 132 kV a subestación móvil

Subestación A

Subestación móvil 132/MT

Subestación móvil 132/MT


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uso de las transformaciones directas desde MAT. Las redes de Alta Tensión

que sería necesario recuperar deberían ser las mínimas necesarias para la

conexión de subestaciones móviles en las ubicaciones que se hubieran

estudiado para el fallo de cada subestación. Si además se construye en cada

uno de esos puntos un centro de maniobra en Alta Tensión con posiciones para

la conexión de móviles se reducirían notablemente los tiempos de reposición

(por ejemplo entrada-salida y posición de línea conexión a la subestación

móvil), pudiendo llegar a cumplirse entonces los requerimientos del Decreto

19/2008.

Sin embargo, la solución anterior puede resultar inviable si deben

construirse nuevas redes de Alta Tensión y mantener las transformaciones

MAT/AT para su alimentación.

Por lo tanto, sin perjuicio del uso de equipos móviles ante algunos

incidentes, la solución definitiva en zonas urbanas sería diseñar la red de

distribución en Media Tensión de forma que ante un gran incidente como el

fallo destructivo de subestación, el mercado principal pueda recuperarse a

través del mercado secundario del resto de subestaciones, aplicando la

metodología y el desarrollo de redes indicados en los puntos 5.1.2 y 5.1.3.

Subestación B

X Línea 132 kV

Línea 45 kV

Subestación 1 MAT/45 kV

Subestación 2 MAT/45 kV

Conexión 45 kV

Subestación móvil 45/MT 132/MT

Ilustración 29. Alternativa de conexión de subestación móvil a red AT (45 kV)


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5.4 Riesgos de incumplimiento

5.4.1 Incumplimiento de calidad de suministro

La calidad de suministro en la Comunidad de Madrid es la que ha tenido los

mejores valores de TIEPI en todos los años que existen datos comparativos

homogéneos puestos a disposición por el Ministerio de Industria, Energía y

Comercio y corrigiendo el valor de Ceuta del año 2.006, por lo que no es de

esperar incumplimientos en este sentido.

TIEPI TOTAL

COM. AUTÓNOMA 2003 2004 2005 2006

ANDALUCÍA 4,09 4,60 3,25 2,39ARAGÓN 3,00 2,01 1,51 1,32ASTURIAS 1,39 1,45 1,27 1,86BALEARES 7,49 3,25 2,20 1,83CANARIAS 4,38 2,57 9,25 1,38CANTÁBRIA 1,67 2,16 1,56 1,60CASTILLA-LEÓN 2,04 1,63 1,56 2,12CASTILLA-LA MANCHA 2,61 2,24 1,99 2,61CATALUÑA 3,01 1,84 1,57 1,79EXTREMADURA 3,96 3,36 2,54 2,62GALICIA 2,46 2,28 1,63 2,62LA RIOJA 1,60 1,88 1,39 1,92MADRID 1,20 1,21 1,07 1,26MURCIA 2,92 2,28 2,21 3,56NAVARRA 2,17 2,55 1,39 1,40PAIS VASCO 1,59 1,36 1,54 1,89C.VALENCIANA 2,76 2,54 2,15 2,40CEUTA 0,47 5,04 3,34 9,14MELILLA 10,66 29,30 7,33 4,20 Total Nacional 2,86 2,42 2,18 2,04

Tabla 9. TIEPI 2003-2006 por Comunidad Autónoma

5.4.2 Incumplimiento requerimientos Ley 2/2007 y Decreto 19/008

Del incumplimiento de los criterios de garantía adicionales introducidos por

la Ley 2/2002 y el Decreto 19/2008, como por ejemplo el fallo de subestación y

los tiempos de reposición, podrían derivar sanciones a las empresas

distribuidoras y transportistas.

Las penalizaciones de la Ley 2/2007 son extremadamente elevadas tanto

en su definición como en el importe económico, y son del mismo orden que las

existentes en la regulación básica del sector eléctrico para infracciones muy

severas (Ley 17/2007 del 4 de Julio de 2007que modifica la Ley 54/1997):


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• Las infracciones leves, con multa de hasta 600.000 euros

• Las infracciones graves, con multa de 600.000 euros hasta 6.000.000

euros

• Las infracciones muy graves, con multa de 6.000.000 hasta 30.000.000

euros

En la definición de infracciones se encuentran por ejemplo las siguientes

situaciones:

Infracciones graves (Artículo 21 apartado 2.2 de la Ley):

• La interrupción de la prestación del servicio de suministro eléctrico,

cuando el número de suministros afectados o la duración de la misma

sean superiores a los límites establecidos en la normativa vigente.

• El incumplimiento de lo dispuesto en el artículo 7.2 de la presente Ley

cuando de ello no se deriven graves perjuicios para la población

afectada. El Artículo 7.2 está relacionado con los tiempos de atención de

incidencias y tiempos de reposición y normalización del servicio (ver

apartado 6.7 de esta tesis). En este sentido se incumpliría en toda

incidencia en AT o MT en la que el tiempo de reposición del 100% del

mercado afectado fuera superior a 6 horas, independientemente del tipo

de zona de suministro al que afecte (urbana, semiurbana, rural

concentrada o rural dispersa)

Infracciones muy graves:

• Las infracciones graves cuando durante los tres años anteriores a su

comisión hubiera sido impuesta al infractor sanción firme por el mismo

tipo de infracción.

Se entiende que la aplicación de este régimen sancionador va dirigido a

evitar grandes incidentes, como los ocurridos por la pérdida completa de

subestaciones que alimentan a los grandes núcleos de población, pero de su

aplicación directa sobre todo tipo de incidencia pueden derivar costes

desproporcionados para las empresas distribuidoras.


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A continuación se ha realizado un ejercicio de cuantificación de las posibles

sanciones aplicables en un año a una empresa distribuidora, realizando para

ello una consulta al sistema de registro de incidencias durante los cuatro

primeros meses del año 2008 en el ámbito de la Comunidad de Madrid. En

estos meses se detectan 26 situaciones en las que se excede el tiempo

máximo de 6 horas para la reposición total del último cliente, ninguno de ellos

relacionado con gran incidente en zona urbana. De las 26 situaciones

detectadas, 8 se refieren a incidencias en red de BT de centros de

transformación, que se excluyen de los supuestos según el Artículo 7.2 de la

Ley. En las 18 situaciones restantes se podría llegar a aplicar una infracción

grave a la primera y las siguientes podrían ser todas ellas muy graves, por

haberse repetido en menos de tres años.

La cuantía anual estimada, extrapolando esta situación a un año completo,

podría oscilar entre 307.8 M€ y 1.548 M€ a discreción del regulador. Estos

valores pretenden dar sólo órdenes de magnitud y dependerán en cada caso

de la empresa distribuidora y el año de incidencias analizado.

Cuatro

meses

Sanción

mínima anual

Sanción máxima

anual

Incidencias muy graves 17 306.000.000 1.530.000.000

Incidencias graves 1 1.800.000 18.000.000

TOTAL 307.800.000 1.548.000.000

Tabla 10. Rango de sanciones

Del análisis de estos valores tan elevados a la vez que variables se puede

obtener como conclusión que la pretensión del regulador no sea exigir la

aplicación literal de la ley, salvo en aquellos casos en los que se produjeran

grandes incidentes, puesto que de dicha aplicación literal se derivarían unos

importes de sanciones en muchos casos desproporcionados. Además de la

inseguridad jurídica que esto provoca, plantea el problema de que estas

penalizaciones pueden ser exigidas por cualquier ciudadano que sufra un corte

de suministro superior a seis horas, en cuyo caso el regulador difícilmente

podría evitar la imposición de las sanciones mínimas (que para el supuesto

anterior se han estimado en 307,8 M€ anuales).


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5.4.3 Incumplimiento de plazos

El Decreto 19/2008 establece los siguientes plazos:

• Antes del 16 de Abril de 2009, todo suministro situado en zona urbana

pertenecerá a un mercado principal y, al menos, a un mercado

secundario antes del 16 de abril de 2009.

• Plazo de un año para adaptar los equipos auxiliares de emergencia y

registros de incidencias. Según esto la fecha límite sería 14 de Marzo de

2009.

• Plazo de dos años para adecuar las potencias, alimentaciones y líneas

de salida de las instalaciones a lo indicado en el Decreto 19/2008.

Según esto la fecha límite sería 14 de Marzo de 2010.

El Decreto tiene en cuenta que estos plazos pueden no ser factibles de

conseguir y permite a las empresas distribuidoras prorrogar dicho plazo en

aquellos casos que así se justifique. Esta situación puede darse en la mayoría

de los casos en los que para cumplir con los requerimientos establecidos por el

Decreto 19/2008 sean necesarias nuevas subestaciones y nuevas líneas de

MAT, AT y MT, por lo que en este aspecto el cumplimiento del Decreto 19/2008

resultaría en la práctica inviable.

Esto es debido a que los plazos para la obtención de todos los permisos y

autorizaciones necesarios para iniciar la construcción de una nueva

infraestructura son elevados y pueden superar en algunos casos el plazo de

dos años establecido como límite. Algunos de los puntos más críticos en los

plazos para el desarrollo de infraestructuras son:

• Obtención de suelos con la calificación urbanística adecuada y que sean

además técnicamente viables para la construcción de nuevas

subestaciones. En algunos casos, debido al rechazo social que

provocan las nuevas instalaciones, los terrenos que se ponen a

disposición de las empresas distribuidoras suelen estar muy alejados de

los centros de carga, con el consiguiente mayor desarrollo de la red de

Media Tensión necesaria, y las parcelas no cumplen los requisitos de


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calidad mínimos para la construcción de la subestación (accesos,

desmontes, nivel freático, etc).

• Obtención de la autorización para la conexión a la red de transporte en

aquellas subestaciones que se alimenten en 220 kV.

• Tramitaciones para el desarrollo de nuevas infraestructuras aéreas en

Alta Tensión, como por ejemplo Declaración de Impacto Ambiental,

Planes Especiales de Infraestructura, obtención de Declaración de

Utilidad Pública, licencia municipales, estudios arqueológicos, etc. Esta

problemática ocurre por ejemplo en el desarrollo de redes de AT en

zonas rurales, que alimentan a varias subestaciones de reparto a través

de una línea aérea de elevada longitud en zonas protegidas por ejemplo

por consideraciones medioambientales y/o arqueológicas, y en las que

la solución para cumplir con los requerimientos de garantía de suministro

sea mallar la línea, mediante la construcción de una nueva línea de AT o

desdoblando la línea existente. En estos casos, el período dedicado a

las tramitaciones pueden superar los tres o cuatro años.

• Obtención de trazados para líneas subterráneas de MAT, AT y MT. A la

hora de proyectar los trazados de las nuevas líneas subterráneas se

busca llevarlas por vía pública y zonas consolidadas en las que se

facilita la ubicación del cable en caso de tener que abrir para reparar una

avería. Esto puede encontrarse con varias dificultades:

- En zonas urbanas, donde las líneas deben ser todas

subterráneas, puede haber dificultad para la obtención de

licencias debido a la saturación de servicios en la vía pública,

saturación de servicios en galerías y situación de calles

protegidas, es decir, que una vez abiertas no pueden volver a

abrirse en un plazo determinado que puede durar varios años.

Esto puede afectar a las líneas de todos los niveles de tensión,

teniendo en el caso de las líneas de MAT y AT unas limitaciones

técnicas adicionales como son los radios de curvatura elevados,

ejecución de cámaras de empalme e incompatibilidad con otros

servicios.


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- Paralelismos con carreteras. La gestión del permiso para llevar la

traza paralela a una carretera se puede complicar si se tiene

previsto ampliar carriles a futuro, ya que podría dar lugar a

permisos en precario y posteriores retranqueos.

- Cruces y paralelismos con vías pecuarias. En zonas rurales

encontrar trazados por zonas consolidadas puede ser

complicado, una posibilidad es llevarlo por vías pecuarias pero la

obtención de estos permisos es muy compleja además de

requerir el pago de cánones anuales.

De todo lo anterior se extrae como conclusión que es necesario agilizar al

máximo todos los procedimientos de tramitaciones y establecer además unos

plazos más realistas para el cumplimiento de los requerimientos del Decreto,

que se estima no debiera ser inferior a cinco años.

5.5 Influencia en desarrollos normativos de otras Comunidades Autónomas

En los últimos años se han dado situaciones de grandes incidentes en

grandes núcleos de población de otras Comunidades Autónomas, como por

ejemplo el que tuvo lugar en el verano 2007 en Barcelona, debido a la caída de

un cable de alta tensión en la subestación eléctrica de Collblanc en L'Hospitalet

de Llobregat, que afectó a la alimentación de varias subestaciones, y a su vez

al suministro, según fuentes periodísticas, de unos 350.000 clientes de casi

toda Barcelona y su área metropolitana, así como a hospitales, servicio de

Metro y Ferrocarriles de la Generalitat.

Ante estos incidentes, la Generalitat de Cataluña también está

desarrollando una nueva normativa de Garantía y Calidad de Suministro

Eléctrico, que aunque no está aprobada en este momento, se espera incluya

requerimientos similares a los de la Ley ya aprobada en la Comunidad de

Madrid.

Aunque no se dispone del desarrollo de dicha ley, por fuentes periodísticas

se podría determinar que los puntos principales son:


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• Obliga a que todo cliente esté conectado a dos subestaciones (criterio

de mercado principal y secundario).

• Exige que en un plazo de dos años todos los municipios de más de

2.000 habitantes formen parte de una "red mallada", es decir, que no

estén sólo alimentados por un extremo, sino que tengan una doble

fuente de alimentación.

• El texto también obliga a que toda la red de media tensión sea de 25 kV

(según Endesa, el 60% del tendido barcelonés es de 11 kV).

• El restablecimiento del servicio por un corte debe realizarse en un

máximo de dos horas para un mínimo del 90% de los clientes afectados.

(Fuente:

http://www.elpais.com/articulo/cataluna/Endesa/calcula/ley/electrica/le/cuesta/3

500/millones/elpepiespcat/20080514elpcat_9/Tes)

Como se puede ver, la línea que sigue este desarrollo normativo es similar

al de la Comunidad de Madrid, estableciendo además requerimientos de

cambio de tensión en redes de distribución y unos tiempos de reposición

incluso más restrictivos que los del Decreto 19/2008.

5.6 Costes para las empresas distribuidoras

A continuación se explica la influencia de la aplicación de una normativa

como la del Decreto 19/2008 en los costes en los que incurriría la actividad

regulada de distribución:

• La distribución de electricidad es una actividad regulada, cuya retribución

es aprobada anualmente por el Estado. Dicha retribución se calcula

teniendo en cuenta los costes incurridos por las empresas distribuidoras

para el desarrollo de esta actividad, suponiendo el cumplimiento de los

criterios de calidad de servicio establecidos en la normativa estatal (RD

1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006). La aplicación

de criterios de calidad superiores no estaría reconocida en la retribución

actual, y por lo tanto no serían de aplicación en tanto en cuanto la

retribución los contemplara en su cálculo.


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• El criterio de fallo de subestación es muy exigente y no está recogido en

la normativa estatal. Su aplicación tiene como consecuencia lógica la

necesidad de desarrollar nuevas infraestructuras no planificadas bajo el

criterio de fallo simple (n-1), que podrían incluso duplicar las

infraestructuras existentes.

• Cada empresa distribuidora debe realizar el análisis del cumplimiento del

criterio de fallo de subestación, según indica el Decreto 19/2008 en el

caso de la Comunidad de Madrid, y evaluar las nuevas infraestructuras

que como consecuencia resulten necesarias y el coste total de las

mismas.

• Este coste extraordinario y su impacto en el sistema eléctrico no ha sido

evaluado a la hora de aprobar la reglamentación de las Comunidades y

tampoco ha sido tenido en cuenta en la retribución de la actividad de

distribución.

• En el RD 222/2008 está previsto aplicar una metodología para el cálculo

de la retribución de la distribución que introduce un incentivo o

penalización por calidad de suministro asociado al nivel de cumplimiento

de los índices TIEPI y NIEPI zonales en el año, que como se ha visto en

esta tesis no guarda relación con la aplicación del requerimiento

adicional de cumplimiento de fallo total de subestación introducido por la

reglamentación de las Comunidades. La fórmula de este incentivo por

calidad Qin-1 es la siguiente:

Dónde:

Rin-1, retribución reconocida por la actividad de distribución a la empresa

distribuidora i en el año n-1 del periodo regulatorio


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βiU, factor de ponderación de la zona urbana a efectos del incentivo de

calidad para la empresa distribuidora i.

El resto de términos y factores son similares pero para el resto de zonas:

semiurbana (SU), rural concentrada (RC) y rural dispersa (RD).

Los valores de TIEPIREAL,n-1 y NIEPIREAL,n-1 son los valores del TIEPI

y NIEPI calculados durante el año n-1 de acuerdo a la en cada una de

las zonas Urbana, Semiurbana, Rural Concentrada y Rural Dispersa.

Los valores de TIEPIOBJETIVO,n-1 y NIEPIOBJETIVO,n-1 para cada una

de las zonas son los valores del TIEPI y NIEPI establecidos como límites

de cumplimiento de la continuidad de la calidad zonal, vigentes en el año

n-1.

• El incentivo de calidad, según el RD 222/2008 Anexo I, tomará valores

que podrán oscilar entre el ±3% de la retribución reconocida en el año

anterior. Tomando como ejemplo los valores que se indican en el RD

222/2008 Disposición adicional primera, para la retribución del año 2007

(Ri2007), y suponiendo que cada empresa consiga alcanzar el nivel

máximo del 3%, el valor máximo del incentivo por mejora de la calidad

sería el siguiente:

R2007

Incentivo máximo

calidad (3%)

Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. 1.297.585.000 38.927.550

Unión Fenosa Distribución, S.A. 603.888.000 18.116.640

Hidrocantábrico Distribución, S.L.U. 123.142.000 3.694.260

Endesa (peninsular) 1.429.484.000 42.884.520

Endesa (extrapeninsular) 283.382.000 8.501.460

Tabla 11. Incentivo máximo de calidad según RD 222/2008

• Este incentivo representa el total para cada distribuidora, en todas sus

zonas de distribución. Si en algunas de estas zonas aplica la

reglamentación de garantía de suministro relacionada con el fallo de

subestación, es de esperar que una vez realizado el estudio de las


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nuevas infraestructuras necesarias, el coste necesario para cumplir con

los requerimientos en los plazos establecidos será muy superior a dicho

incentivo. Se puede tomar como referencia el coste estimado para la

resolución de un problema concreto en el apartado 5.1.4 de esta tesis,

que asciende a unos 11,525 mill€ y que sólo ello representaría por

ejemplo más del 25% del máximo incentivo de calidad anual que

aplicaría a toda la distribución peninsular de Endesa. De hecho, según

información de un artículo en internet del periódico El País, la empresa

distribuidora Fecsa-Endesa afirma que la ley que está en fase de

aprobación en Cataluña supondría una inversión de 3.500 mill.

(Fuente:

http://www.elpais.com/articulo/cataluna/Endesa/calcula/ley/electrica/le/cuest

a/3500/millones/elpepiespcat/20080514elpcat_9/Tes)

• La conclusión de esto es que tanto en la aprobación de la normativa

adicional de garantía de suministro de las Comunidades como en la

metodología de la retribución de la distribución, no se ha sido tenido en

cuenta el coste de la aplicación de estos nuevos requerimientos,

quedando un vacío en la definición de quien debe soportar dichos

costes. Si este aspecto no se resuelve y se traslada directamente este

esfuerzo inversor a las empresas distribuidoras, el cumplimiento de

dichos requerimientos será económicamente inviable.

• Otro problema adicional en la metodología de la retribución según el RD

222/2008 es que se asigna por distribuidor, no teniendo en cuenta si el

mismo distribuye en zonas donde existan leyes aprobadas con unas

garantías especiales de suministro o no. Esto puede llevar a las

distribuidoras a focalizar sus inversiones en aquellas Comunidades

donde estos requerimientos adicionales existan y que coinciden con

zonas más urbanas y desarrolladas, en detrimento de las inversiones

para mejora de la calidad en Comunidades sin reglamentación al

respecto.


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Los mecanismos que podrían resolver los inconvenientes económicos

anteriores son:

• Incluir dentro del cálculo de la retribución para cada distribuidora un

término que contemple la inversión extraordinaria por aplicación de

criterios de calidad superiores a los de la normativa estatal en algunas

de sus zonas de distribución

• En el RD 222/2008 Disposición transitoria quinta, se indica que las

empresas distribuidoras a las que apliquen, en algunas de sus áreas,

normativas específicas sobre redes de distribución que establezcan

unos niveles de calidad superiores a los fijados por la normativa estatal y

que supongan unos mayores costes en la actividad de distribución,

podrán establecer convenios con las Comunidades Autónomas. Esto

supone en la práctica que las propias Comunidades asuman parte de los

costes introducidos por las leyes aprobadas dentro de sus

competencias. Esto dependerá en cada caso de la Comunidad

Autónoma y a priori resulta complicado de materializarse.

• La Ley 17/2007, de 4 de Julio, indica en el Artículo 18 Apartado 5 que en

caso de que las actividades eléctricas fueran gravadas con tributos de

carácter autonómico o local, cuya cuota se obtuviera mediante reglas no

uniformes para el conjunto del territorio nacional, a la tarifa de último

recurso se le podría incluir un suplemento territorial, que podrá ser

diferente en cada Comunidad Autónoma o entidad local. De esta forma

se reconoce la posibilidad de incrementar las tarifas a los clientes en sus

zonas en un suplemento territorial, para por ejemplo retribuir a las

empresas distribuidoras el sobrecoste por los requerimientos adicionales

de garantía de suministro que aplican en dicha Comunidad. Esto

dependerá también de cada Comunidad Autónoma y resultará

complicado de materializar, debido al impacto social que podría tener un

incremento de la tarifa, a pesar de resultar lógico que los consumidores

de las zonas con garantías especiales paguen por ello más que aquellos

que no las tienen.

• Por último, si se prevé que estos nuevos criterios se vayan a extender a

más Comunidades Autónomas, debiera plantearse a nivel estatal la


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necesidad de una modificación y unificación de los criterios de garantía

de suministro, evaluando previamente a nivel estatal el coste de la

aplicación de dichos criterios y estableciendo una metodología que

reconociera en la retribución las inversiones necesarias debidas a estos

nuevos criterios.


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6. CONCLUSIONES FINALES

Se resumen a continuación las conclusiones más importantes del desarrollo

de los apartados de esta tesis:

• En la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico se define la distribución de

electricidad como una actividad regulada, cuya retribución es aprobada

anualmente por el Estado y que debe reconocer los costes incurridos por

las empresas distribuidoras para el desarrollo de esta actividad.

• Las empresas distribuidoras son responsables del cumplimiento de la

calidad de servicio regulada por el RD 1955/2000, la Orden

ECO/797/2002 y el RD 1634/2006.

• Aunque es posible diseñar las redes de distribución para cumplir con

requerimientos de calidad de servicio superiores a los exigidos por la

normativa estatal, en la práctica esto supone un incremento de inversión

en desarrollo de redes que no está reconocido dentro de la retribución

que percibe la actividad de distribución más allá del incentivo de calidad

del RD 222/2008.

• Las Comunidades Autónomas tienen competencias para regular en

relación a la prestación del servicio eléctrico en el ámbito de sus

comunidades, pero antes de la aprobación de cualquier requerimiento

adicional debe verificarse y evaluarse su viabilidad, especialmente en lo

que respecta a la inversión necesaria y su reconocimiento en la

retribución de las empresas distribuidoras.

• En el caso de la Comunidad de Madrid, la aplicación de los

requerimientos de calidad de suministro definidos por la Ley 2/2007 y el

Decreto 19/2008 introduce un nuevo criterio de planificación de redes

basado en el cumplimiento de fallo de subestación, de muy baja

probabilidad y mucho más estricto que el criterio habitual de fallo simple

(n-1). El criterio de fallo de subestación no ha sido aplicado en la

planificación tradicional de la red de distribución o en la de transporte, y

no está relacionado con los límites de los índices de calidad de

suministro TIEPI y NIEPI definidos en la normativa estatal a través del el

RD 1955/2000, la Orden ECO/797/2002 y el RD 1634/2006.


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• Es de esperar que la normativa de la Comunidad de Madrid se extienda

a otras Comunidades Autónomas, como es el caso de Cataluña, donde

está en fase de aprobación una ley de garantía de suministro en la línea

de la de Madrid.

• El cumplimiento del criterio de fallo de subestación es deseable en

entornos urbanos con el fin de evitar grandes incidentes, pero del

estudio de cobertura de demanda ante fallo de subestación se obtendrá

como conclusión la necesidad de nuevas infraestructuras eléctricas

(nuevas subestaciones y nuevas líneas en todos los niveles de tensión),

que en muchos casos resultarán redundantes, con el consiguiente

impacto social, medioambiental y económico.

• Su aplicación dará lugar por lo tanto a inversiones elevadas que no

están reconocidas en la retribución de la distribución según el RD

222/2008 y no han sido tenidas en cuenta para la aprobación de la

normativa en la Comunidad Autónoma de Madrid.

• En el caso de Cataluña, la empresa distribuidora Fecsa-Endesa estima

en 3.500 mill€ la inversión en nuevas infraestructuras por la aplicación

de los nuevos criterios.

• Es necesario establecer mecanismos que hagan económicamente viable

la aplicación de estos requerimientos adicionales, reconociendo a las

distribuidoras la inversión para cumplimiento de los requerimientos

adicionales dentro de la metodología de la retribución. Otra opción sería

establecer convenios con las Comunidades Autónomas (según se

contempla en el RD 222/2008) o introducir suplementos territoriales a las

tarifas de último recurso de la zona donde se disfrute de esta garantía

superior al resto del Estado (según se contempla en la Ley 17/2007).

• Para evaluar el impacto del nuevo criterio de fallo de subestación, las

empresas distribuidoras deben estudiar la cobertura del mercado y la

potencia no garantizada (PNG) por fallo de subestación, para lo cual es

fundamental tener en cuenta la red de MT, sus características y

topología. Esto hace necesario contar con herramientas de modelización

de redes de MT realistas y de análisis de contingencias en redes

radiales. La aplicación más robusta y contrastada sobre la que deben


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funcionar estas herramientas es el PSS/E, aplicado a nivel mundial para

el análisis de redes de Muy Alta y Alta Tensión.

• Aunque el uso de equipos de emergencia como subestaciones móviles

podría suministrar una parte importante del mercado afectado ante

grandes incidentes en zonas urbanas como el fallo total, en la práctica

se encuentra con una serie de inconvenientes técnicos que pueden

desaconsejar en algunos casos su uso, por lo que el apoyo ante el fallo

de subestación debiera venir en su mayor parte a través de la red de

MT.

• La ejecución de las nuevas infraestructuras en los plazos que marcan

estas normativas es inviable. En el caso de la Comunidad de Madrid es

de dos años, pero no se estima un plazo inferior a cinco años en el

supuesto de poder hacer frente al esfuerzo inversor.

• Según el Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, la empresa

distribuidora está obligada a poner a disposición de los nuevos

suministros en zona urbana un punto de conexión que cumpla el criterio

de mercado principal y secundario, lo que tendrá como consecuencia un

incremento de las infraestructuras de nueva extensión que deben

ejecutar y costear los nuevos clientes, en base a lo establecido en el RD

222/2008.

• Podrían llegar a darse sanciones desproporcionadas a las empresas

distribuidoras por la aplicación estricta de la Ley 2/2007 y de los

requerimientos del Decreto 19/2008 de la Comunidad de Madrid, que

introduce inseguridad jurídica ante el origen de dichas sanciones.

• Si se introducen requerimientos adicionales a las empresas

distribuidoras en materia de garantía de suministro eléctrico, deben

evaluarse también dichos requerimientos en la red de transporte, con el

fin de no obviar la dependencia que tiene la distribución con respecto del

transporte para su correcto funcionamiento.


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7. BIBLIOGRAFÍA

• Ley 54/1997, de 27 noviembre, del Sector Eléctrico.

• Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27

de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la

Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de

junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la

electricidad.

• Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las

actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y

procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

• Orden ECO/797/2002, de 22 de marzo, por la que se aprueba el

procedimiento de medida y control de la continuidad del suministro

eléctrico.

• Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la

tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007. Modificación de los límites

de calidad con respecto a los definidos en el RD 1955/2007

• Ley 2/2007, de 27 de marzo, por la que se regula la garantía del

suministro eléctrico de la Comunidad de Madrid.




julio.

• Decreto 19/2008, de 13 de marzo, del Consejo de Gobierno, por el que


garantía del suministro eléctrico en la Comunidad de Madrid.

• Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suministro

eléctrico en Extremadura.


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• Decreto 58/2007, de 10 de abril, por el que se regula el procedimiento de

control de la continuidad en el suministro eléctrico y las consecuencias

derivadas de su incumplimiento. (Extremadura)

• Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el

régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica.

• Decreto 131/1997, de 16 de Octubre (Comunidad de Madrid) por el que

se fijan los requisitos que han de cumplir las actuaciones urbanísticas en

relación con las infraestructuras eléctricas.

• Resolución de 22 de marzo de 2005, de la Secretaría de la Energía, por

la que se aprueba el Procedimiento de Operación 13.1 «Criterios de

Desarrollo de la red de transporte», de carácter técnico e instrumental

necesario para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema

Eléctrico.

(http://www.ree.es/operacion/pdf/po/PO_resol_22Mar2005.pdf)

• Evolución de los índices de calidad 2003-2006, Ministerio de Industria,

Turismo y Comercio:

(http://www.mityc.es/Electricidad/Seccion/Calidad/IndicesAgregados/)

• “Tool for reconfiguration of large-scale distribution networks”. Autores: A.

González, F. M. Echavarren, L. Rouco and T. Gómez. (Universidad

Pontificia Comillas), J. Cabetas (Iberdrola Distribución SAU).

Presentado en PSCC 2008-Power System Computations, Glasgow.

• Artículo periodístico sobre la ley de de garantía y calidad de suministro

en la Cataluña:

http://www.elpais.com/articulo/cataluna/Endesa/calcula/ley/electrica/le/cuest

a/3500/millones/elpepiespcat/20080514elpcat_9/Tes

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La calidad de suministro eléctrico en España, influencia en la