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.
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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
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