La regulación en cuanto a calidad y disponibilidad del suministro usada en Chile se encuentra registrada en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Esta establece que este estudio se basa en la frecuencia de las interrupciones en el servicio que se presentan en el sistema, también en la potencia que se dejó de entregar en cada una de ellas y el tiempo total que durante el cual se extendió el daño. De esta forma, define como Instalación Afectada a todas aquellas que salen de servicio impidiendo que se entregue el flujo de potencia para el cual es está diseñada.

Una indisponibilidad puede ser forzada o programada y deberse tanto a centrales de generación como a instalaciones de transmisión. Los índices que miden cada una de estas son calculados por la Dirección de Peajes (DP) con una periodicidad de 5 años .Para poder saber cuáles son sus valores esperados se deben considerar los índices aceptables de indisponibilidad, y en el caso de la transmisión, el operador o propietario deberá tomar las medidas necesarias para cumplir con los siguientes estándares exigidos para líneas de hasta 300km:































En donde se tiene que:



•               : Horas promedio anuales de indisponibilidad programada por cada 100 km de línea.
•                     : Horas promedio anuales de  indisponibilidad forzada por cada 100 km de línea.
•                 : Frecuencia promedio anual con que se presentan indisponibilidades forzadas por cada 100 km de línea.

 

Hay que tener en cuenta que la ley dispone que las líneas con una longitud inferior a 100 km se consideraran como si fuesen de 100 km y que las líneas que tengan una extensión mayor a 300 km, las horas de indisponibilidad permitidas sólo serán un 65% de los valores presentados en la tabla.


Entonces, como ya se mencionó, la calidad del servicio de la transmisión se medirá por la cantidad de desconexiones y la potencia involucrada,  usando los parámetros de Frecuencia Media de Interrupción por kVA (FMIK)y el tiempo total de interrupción por kVA (TTIK), así:















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En donde se usan las variables:



•               : Potencia que no se entregó en el punto de conexión, en kVA.  Si en la zona estudiada no existe equipo de transformación, se calcula la potencia que se estaba transportando por la instalación antes de la desconexión. En caso de no ser esto posible, lo que se hace es tomar la potencia máxima que fluía por dichas líneas en el tiempo en el que se estudió.
• ​            : Potencia instalada en el punto de conexión, en kVA. Si no hay equipo de transformación se asume la potencia máxima que pasa por las líneas en cuestión durante el tiempo del estudio.
• ​                      :  Tiempo de duración de la indisponibilidad.
•                       : Número de desconexiones en cada período.

 

Con el objetivo de poder cumplir con lo que se acabó de explicar, la Dirección de Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) tiene como responsabilidad mantener siempre un registro mensual detallado y actualizado de los datos estadísticos, y de los índices FMIK y TTIK, lo cual deberá ser publicado en la página WEB del CDEC.

En este orden de ideas, la Dirección de Peajes debe hacer un estudio por medio del cual determine los valores esperados de los parámetros FMIK y TTIK del Sistema Interconectado en todos los puntos de conexión de las instalaciones de usuarios, para un tiempo equivalente a un año. Esto se lleva a cabo usando un modelo de flujo de carga que represente el comportamiento del sistema, junto con un modelo probabilístico usado por la Dirección de Peajes, que le permite hacer los cálculos respectivos de la calidad del suministro de energía en cuanto a las instalaciones de generación y de transmisión.

El resultado de este estudio debe representar correctamente las capacidades de potencia máxima de las centrales de generación de energía, la curva normalizada de duración anual del consumo del sistema interconectado y su apertura por barra del sistema de transmisión. Se deben añadir los límites de tolerancia para las variaciones de la tensión en todas las barras, los límites de las instalaciones de compensación activa y reactiva, y los índices de indisponibilidad programada y forzada aceptables en generación y transmisión.

También estarán registrados en el estudio, el análisis de los modos de falla que representen las interrupciones en el servicio por indisponibilidad repentina de las instalaciones para eventos en los que la operación se realiza con todos los elementos funcionando y con un elemento serie fuera de servicio por mantenimiento programado. Para estos, se definirá la frecuencia y la probabilidad de falla en el suministro a los consumidores que se presenta en cada barra y se hará el cálculo de los valores esperados para los índices de continuidad FMIK y TTIK, mencionados anteriormente, para todo el sistema y para cada barra dentro de este. 

La Dirección de Operación (DO) del CDEC tiene la posibilidad de establecer anualmente, algunas restricciones en el servicio de transmisión que considere necesarias para garantizar una buena calidad en el sistema ante las contingencias probables consideradas las más críticas.

El estudio que se debe realizar para la determinación de estas restricciones está a cargo de la DO, en el cual lo que se debe hacer es definir la potencia máxima crítica que se puede transmitir por las líneas de transporte de manera que en situaciones de contingencia se asegure lo siguiente:



• Que las centrales generadoras no pierdan sincronismo en presencia de una falla, sino que logren estabilizar el servicio en cuanto a condición angular.



• Que el control de tensión del sistema logre mantener la estabilidad de tensión después del período transitorio comprendido por una falla.

• Que no habrá riesgo de observar inestabilidad en la frecuencia aun cuando se active el Esquema de Desconexión Automática de Carga o el Esquema de Desconexión Automática de Generación para hacer contra a eventos de subfrecuencia o sobrefrecuencia, respectivamente.

• Que se cumplan los estándares de Seguridad y Calidad de Servicio (SyCS) que se enuncian a continuación:

 -> Recuperación dinámica y control de tensión.
 -> Recuperación dinámica y control de frecuencia.
 -> Niveles mínimos de amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas.

 



Ese análisis de las restricciones se hará para un tiempo de operación de un año, y debe identificar cuáles son las instalaciones que estarán regidas bajo dichas restricciones de potencia, determinar su valor y definir el punto de las líneas en donde se hará la medición de la cantidad de potencia que está siendo transmitida  de modo de verificar constantemente que se cumpla lo establecido.