Al filo de la medioanoche, en el último día de plazo establecido, el Coordinador Eléctrico Nacional envió a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) el esperado Estudio de Análisis de Falla (EAF) del masivo corte de electricidad que afectó a gran parte de Chile el 25 de febrero.
Con 398 páginas, el documento -que entrega información detallada de las causas de la falla y del comportamiento de las distintas instalaciones que forman parte del sistema eléctrico nacional durante la misma- reforzó sus dardos contra ISA Interchile y expuso antecedentes para explicar un punto poco ahondado hasta ahora: el por qué de la gran propagación que caracterizó al evento y la recuperación del servicio.
El informe confirma la información sobre el origen de la falla que fue entregada por el Coordinador en los primeros días tras el evento como la intervención de trabajo no autorizada en instalaciones de la firma colombiana, pero también entrega nuevos antecedentes.
Tras comunicar dos horas antes del apagón una falla en el módulo de comunicaciones de unas de las funciones de la protección de la línea afectada, la cual habría sido desactivada, el organismo indica que esto no significaba riesgos para la operación de esta dado que el sistema de respaldo estaba operando normalmente.
Sin embargo, a las 15:13 horas, el personal de la empresa reinició el módulo de comunicaciones que tenía problemas e intentó resincronizar la función desactivada, provocando la desconexión total de la línea.
Según relata expresamente en el documento, a las 15:15:41.363 horas, mientras personal a cargo de Interchile estaba intentando normalizar -vía procedimiento de inicialización- el canal de comunicaciones de la función diferencial de línea (87L) del sistema de protecciones N°1 para ambos circuitos de la línea 2x500 kV Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar, se produjo, tras su intento de resincronización de la protección, "la actuación imprevista de dicha función 87L sobre ambos circuitos de la mencionada línea de transmisión, no debiendo haber ocurrido".
La intervención sobre el equipo multiplexor para restablecer el enlace de las comunicaciones y habilitar la funcionalidad del sistema de protecciones N°1 -se añade- fue ejecutada por personal a cargo de la empresa. Es ahí donde el Coordinador arremete con un duro dardo que ya había dado cuenta en la correspondencia previa con la firma: "Esta intervención no fue informada previamente al CDC (Centro de Despacho y Control) ni hubo una solicitud de autorización vía la respectiva solicitud de trabajo, no existiendo por lo tanto un permiso de trabajo con el Coordinador".
El organismo que supervisa la operación del sistema eléctrico destaca que "de haber previsto un riesgo de operación de protecciones sobre ambos circuitos de la línea 2x500 kV Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar, por parte de Interchile dada la intervención efectuada, y puesto en conocimiento del Coordinador, el CDC en forma previa a su ejecución habría instruido la aplicación de medidas preventivas conducentes a efectuar un control de transferencias conjunto entre dicha línea de transmisión y su corredor paralelo de 220 kV reduciendo el nivel de carga, de manera de que una eventual desconexión intempestiva de ambos circuitos de 500 kV evite su propagación hacia otras instalaciones del sistema eléctrico nacional".
El Coordinador profundiza en la decisión de la empresa de resincronizar la función 87L sin consulta previa y advierte que, en casos donde existe una situación en que la sincronización puede estar condicionada por el estado del canal de comunicaciones y en presencia de altas intensidades circulantes, se puede producir un disparo.
"La resincronización de la función 87L se debió realizar mediante una solicitud de intervención programada, que el Coordinador debió evaluar en su mérito para realizarse en un horario en que las condiciones de transferencias por el corredor fuera de una baja intensidad y adicionalmente indicando en la solicitud que se levantaran los disparos físicos de la protección previo a la acción de resincronización, cuestión que no ocurrió", lanzó el ente técnico.
Y enfatiza: "En el caso en que Interchile hubiera solicitado autorización conforme a lo dispuesto en el DS N°125 para intervenir y declarado el riesgo que imponía la intervención del sistema de protecciones, que pudiera producir la apertura de ambos circuitos de la línea de 500 kV involucrada, y por lo tanto haber entregado la información necesaria para haber evaluado el riesgo y con ello adoptado las medidas de seguridad para mitigar dicho riesgo, el evento en cuestión no habría escalado ni tenido los efectos que se produjeron sobre el resto de las instalaciones del sistema eléctrico nacional".
Así, el organismo precisa que se evidenciaron incumplimientos normativos en el desarrollo del evento que provocó la falla, desde su inicio, su despeje, hasta que las instalaciones fueron normalizadas. En concreto, apunta a la firma colombiana por incorrecto desempeño de los esquemas de protecciones de la línea 2x500 kV Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar; y la intervención de los esquemas de protecciones, control y comunicaciones sin solicitud de trabajo autorizada ni conocimiento de parte del CDC.
Propagación y recuperación
Tras la falla, el sistema formó dos islas eléctricas: una en la zona norte y otra en el centro-sur, las que no pudieron mantener su estabilidad y terminaron en un apagón total del sistema eléctrico nacional. El informe -que es complementado con numerosas tablas y gráficos- identifica deficiencias en la respuesta de los recursos de mitigación, entre los que se encuentran esquemas de desconexión automática de consumo y generación, así como el desempeño de algunas centrales generadoras durante el evento.
Se detalla que, por la naturaleza de las dificultades ocurridas durante el apagón total del 25 de febrero, la recuperación del servicio no pudo seguir en forma literal algunas de las alternativas referenciales dispuestas en los anexos del Plan de Recuperación de Servicio (PRS), "lo que podría ser esperable ante una situación de crisis donde las instalaciones pueden sufrir algún daño, como es el caso de un escenario de terremoto".
No obstante, se advierte, "la demora inesperada de recuperación del día 25 de febrero pasado, en que la recuperación debió seguir un proceso y secuencia eficiente de reposición del suministro, se debió principalmente a que algunos Coordinados claves en el PRS no contaron en todo momento con un adecuado monitoreo ni telecontrol de sus instalaciones, debiendo enviar personal a terreno para ejecutar maniobras, lo que demoró el proceso de recuperación".
Asimismo, "parte importante del sistema eléctrico nacional estuvo sin una correcta visibilidad en el SCADA del Coordinador, debido a que algunos Coordinados no lograron mantener el envío de señales al sistema SITR del Coordinador, o enviaron señales de mala calidad o congeladas".
Se afirma que, de forma general, las maniobras del Esquema de Recuperación de Servicio (ERS) correspondiente a preparar la topología del sistema para iniciar con la recuperación, en algunas zonas se demoraron en su ejecución debido principalmente a la pérdida de telecontrol de las instalaciones. Por otra parte, la implementación del PRS se vio retrasado principalmente por la pérdida de las señales SCADA de la empresa Transelec, además de pérdida de comunicaciones con el CC de Transelec.
Sumado a lo anterior, se añade, "varias centrales que prestan el servicio de Partida Autónoma para poder empezar a energizar las distintas áreas presentaron problemas durante las primeras maniobras de recuperación, e incluso algunas ni siquiera pudieron comenzar a energizar instalaciones de forma autónoma, como era lo esperado".
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