IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 32
Normal (N-1 confiable) De restauración Alerta In extremis Emergencia gráfico 1. Los estados de operación del sistema de potencia (adaptado de IEEE Spectrum, 1978). creíbles (n-1). Mientras que la idea aborda principalmente la operación de la red de la transmisión a gran escala, pueden aplicarse conceptos similares a la red de distribución, especialmente ahora, cuando la generación distribuida y renovable hacen que la red de distribución se asemeje a la red de transmisión en muchos aspectos, incluidos los flujos bidireccionales y las conexiones del alimentador redundantes. de este modo, muchas de las herramientas del sistema de gestión de energía (eMs, por sus siglas en inglés) y del sistema de gestión de distribución (dMs, por sus siglas en inglés) utilizadas en el centro de control se enfocan en el funcionamiento normal, siendo este el estado con el que los operadores tienen más experiencia. cada vez menos, el sistema pasa a los estados de alerta, emergencia y restauración. sin embargo, tales situaciones se encuentran con la suficiente frecuencia como para que el personal de la sala de control se forme sobre ellas y, para la mayor parte, tiene herramientas adecuadas para abordarlas. en realidad, mejorar la resiliencia de la red requiere de herramientas para hacer frente a las más difíciles situaciones in extremis. como señaló el consejo de confiabilidad eléctrica nacional (nerc) en su informe de 2012 sobre la resiliencia, durante tal evento, la red previamente interconectada puede dividirse en diferentes islas eléctricas, y la operación de estas islas podría tener que ser realizada por entidades que no son normalmente responsables de las operaciones de la red. el grado al cual se pueden minimizar o prevenir los apagones durante tales situaciones in extremis depende del desencadenante del evento en sí mismo, así como de la disponibilidad de una combinación de estrategias que se extienden a través del tiempo: de operaciones en tiempo real a la gestión de activos y apagones para la posible planificación con años de antelación. Una amplia variedad de diversos eventos puede poner a un sistema en este estado de funcionamiento, cada uno con su propio horizonte de tiempo de alerta. Lo más común sería las manifestaciones más graves de las condiciones meteorológicas relativamente normales, que podrían dar origen a sistemas de tormentas a gran escala, incluidos posibles tornados y tormentas del hielo. el tiempo de alerta en dichas situaciones sería, como mucho, de horas. Los huracanes por supuesto pueden provocar daños graves, pero en general llegan con un período de alerta más largo de al menos un día o más. Por el contrario, los terremotos de gran intensidad pueden provocar daños generalizados prácticamente sin tiempo de alerta. 32 ieee power & energy magazine Una nueva área de preocupación es lo que el nerc llama eventos de alto impacto y de baja frecuencia (o HiLF, por sus siglas en inglés). estos son eventos estadísticamente improbables pero aun así plausibles que, si ocurren, podrían tener consecuencias catastróficas en la red y por ende en muchas vidas cotidianas. en este grupo se incluyen los ataques informáticos o físicos a gran escala, las pandemias, los pulsos electromagnéticos (eMP, por sus siglas en inglés) y las alteraciones geomagnéticas (gMd, por sus siglas en inglés). en tales casos, la duración del tiempo de alerta puede ser desde prácticamente cero para los ataques informáticos o físicos y los eMP hasta de horas para las gMd y potencialmente de días o semanas para las pandemias. el siguiente análisis se centra en los horizontes temporales para los que las predicciones están disponibles dentro de plazos que permiten a los operadores u otro personal de las empresas de servicios públicos llevar a cabo acciones que pueden mitigar el impacto de los eventos catastróficos al reducir el riesgo de apagones. Para ilustrar varios usos en la planificación, las operaciones y los horizontes de tiempo de la gestión de activos y apagones, proporcionamos ejemplos de las herramientas avanzadas de los eMs y dMs que se ocupan de la reducción y mitigación de riesgos. Resiliencia en la economía del intercambio de energía: los estados operativos del mercado el objetivo de la resiliencia para la red eléctrica física es garantizar el intercambio de energía constante entre productores y consumidores. Mientras que el objetivo de confiabilidad es "mantener las luces encendidas", el objetivo de la resiliencia en el contexto del intercambio de energía es "mantener al mercado encendido" en todo momento. La historia de la desregularización del mercado en estados Unidos es larga, comenzando en 1935 cuando el congreso aprobó la Ley de sociedades tenedoras de servicios públicos. La ley incluyó muchas normas nuevas con respecto al método de venta de la energía. cuando estalló la crisis del petróleo en la década de 1970, los reguladores comenzaron a introducir normas de ahorro energético (hasta 1974). a pesar de esto, el precio del petróleo siguió siendo elevado. Por consiguiente, gran parte de la legislación aprobada a lo largo de esta década estaba relacionada con utilizar otras formas de energía para reducir la dependencia de ee. UU. al petróleo o a los combustibles fósiles. en 1992, la Ley nacional de política energética permitió la competencia en el mercado privado dentro de la generación mayorista de electricidad. esto en sí mismo allanó el camino para una auténtica desregularización en estados Unidos. Posteriormente, la disposición 888 de 1996 y la disposición 2000 de 1999 garantizaron "servicios de transmisión no discriminatorio y de acceso abierto" y una mayor desregularización "creando organizaciones regionales de transmisión" que sustituyeron la operación y el control estatal sobre la red de transmisión. La Ley de política energética de 2005 marzo/abril 2018