IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2021 - 72

Carga relativa
a la carga máxima en marzo de 2019

de Mühleberg en noviembre de 2019. El desmantelamiento
coincidió con la capacidad limitada de control y las limitaciones de capacidad del transformador de Bassecourt, además de retrasos en la puesta en servicio de un nuevo transformador en Mühleberg. Como consecuencia, y suponiendo
que la potencia perdida iba a ser compensada con importación adicional del norte, es decir, aumentando la capacidad
de transferencia neta hacia Austria, Alemania y Francia, se
esperaba que se sobrecargaran algunos elementos de la red
en el oeste de Suiza (especialmente el transformador de Bassecourt) durante el periodo de bajo consumo entre la Navidad de 2019 y el Año Nuevo de 2020.
Para garantizar la seguridad de la red en la región entre
Bassecourt, Mühleberg y Chamoson, Swissgrid acordó un

1
0.9
0.8
0.7
0.6

Confinamiento por la COVID-19 en marzo y
abril de 2020

0.5
0.4
0.3

0
20 40 60 80 100 120 140 160 180
Hora de la semana, a partir del domingo a las 00:00
Consumo promedio en marzo de 2019
Semana antes del confinamiento
Primera semana de confinamiento
Segunda semana de confinamiento

figura 3. El impacto de las medidas de confinamiento en
el consumo eléctrico en Suiza.

Cantidad de medidas topológicas

2,000
Optimización del flujo
de carga
Optimización de la tensión
Total

1,800
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0

2015

2016

2017
Año

2018

2019

figura 4. La tendencia en medidas topológicas como
medidas correctivas.
72	

nivel mínimo de producción con centrales eléctricas seleccionadas en el oeste de Suiza desde el 20 de diciembre de
2019 hasta el 6 de enero de 2020. En concreto, las centrales
eléctricas seleccionadas acordaron producir en conjunto un
mínimo de 200 MW en horas valle y 400 MW en horas de
carga máxima. Se demostró que era preferible esta medida
preventiva a largo plazo y más económica que otras medidas alternativas, como reducir la capacidad de transferencia
neta hacia Austria, Alemania y Francia (es decir, incentivar
a las centrales eléctricas suizas a aumentar la producción) o
recurrir a múltiples solicitudes de redespacho nacional y/o
internacional a más corto plazo y más cerca de la operación
en tiempo real.
Este es un ejemplo relevante de situaciones reales en que
los operadores de sistemas deben idear nuevas medidas contra la inseguridad de la red en poco tiempo. Pese al éxito
de la medida, este acontecimiento demostró el valor de un
enfoque integrado para la planificación de interrupciones y
la selección de medidas correctivas, que pueden incluir el
diseño de productos nuevos o adaptados, como productos de
producción eléctrica mínima a más largo plazo. Los GRT
se beneficiarían con un nuevo paradigma operativo, incluyendo tal enfoque de planificación integrada y operacional.

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Como medida contra la propagación de la COVID-19, el
Consejo Federal suizo ordenó el cierre de tiendas y recintos
públicos a partir del 16 de marzo de 2020. Países vecinos de
Europa tomaron medidas similares en esos días.
Como consecuencia, el consumo doméstico de energía
durante los días laborales y los flujos de energía en toda la
red suiza disminuyeron de manera significativa. La figura
3 ilustra el perfil de carga acumulada del país justo antes
y después del confinamiento, en que es evidente la reducción repentina de consumo. La posterior inyección mayor
de potencia reactiva de las redes de distribución (porque
los cables de alimentación son capacitivos en condiciones
de carga ligera) y la absorción inductiva menor de potencia
reactiva en las líneas de transmisión aumentaron el riesgo
de sobretensiones a nivel local. A fin de mitigar este riesgo,
se activaron reservas de potencia reactiva adicionales. Además, se implementaron medidas topológicas (p. ej., conmutación de líneas y tomas de transformadores) para disminuir
o redistribuir los flujos de potencia reactiva.
Como se mencionó en la sección " Operación y planificación operativa " , las medidas correctivas preventivas normalmente son determinadas por los operadores en base a la
experiencia o se calculan utilizando enfoques de simulación.
Debido a las ventajas de los métodos de optimización, algunos GRT los están investigando para determinar las mejores
medidas correctivas. Los modelos de optimización se basan
principalmente en modelos de red de CC, ya que apuntan a
evitar las sobrecargas de las líneas. No obstante, la situación
de la COVID-19 demostró la importancia de contar con una
marzo/abril 2021



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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2021

Contents
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