IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - July/August 2020 - 26

Se han desarrollado y aplicado criterios de planificación a
los sistemas eléctricos en todo el mundo para determinar la
necesidad de una nueva infraestructura de transmisión.
en inglés), o sincrofasores, en más de 120 subestaciones en 10
estados (figura 3). Las PMU ofrecen informes detallados del
estado de la red en cualquier momento. Los datos de los sincrofasores ya han ayudado a mejorar la confiabilidad del sistema, especialmente en la precisión del modelado, la detección
de perturbaciones y el análisis de eventos. Los sincrofasores
también pueden aumentar la resiliencia operativa, reproduciendo o reforzando funciones operativas existentes, como la
estimación de estado, el cálculo de los errores de control de
área, el cálculo de los límites operativos de la confiabilidad de
interconexión y la supervisión de los niveles térmicos y de tensión de las instalaciones de transmisión. Hemos desarrollado
una herramienta de estimación del estado lineal, que utiliza
datos de sincrofasores en lugar de información de control de
supervisión y adquisición de datos (SCADA, por sus siglas en
inglés). Esta herramienta puede utilizarse en caso de una falla
catastrófico del sistema de gestión de la energía o del SCADA.
Una mayor penetración de las PMU y sus aplicaciones avanzadas, como el monitoreo y el control de área amplia, aportarían
mayor resiliencia al sistema.

Mitigación de perturbaciones
geomagnéticas
Las perturbaciones geomagnéticas, también conocidas como
perturbaciones magnéticas solares, pueden afectar el sistema
de transmisión de alta tensión. Las manchas solares y otros
fenómenos solares pueden producir grandes nubes de plasma
(llamadas eyecciones de masa coronal) que pueden inducir
corrientes eléctricas en la Tierra y en líneas de transmisión
y transformadores de alta tensión. Los altos niveles de estas
corrientes inducidas por la tierra pueden causar un aumento
en el consumo de potencia reactiva, corrientes armónicas y
el calentamiento del punto caliente de los transformadores,
cuya combinación podría provocar un colapso de tensión y
un apagón. PJM ha experimentado cierto impacto de tales
actividades solares intensificadas durante el pasado y ha
desarrollado procedimientos operativos específicos para
implementar cuando la actividad solar es alta y podría amenazar la confiabilidad del sistema. El NERC también tiene
estándares de confiabilidad para mitigar el riesgo de inestabilidad, separación no controlada e interrupciones en cascada causados por perturbaciones geomagnéticas.

Aspecto de la planificación de
infraestructura
Durante décadas, se han desarrollado y aplicado criterios
de planificación a los sistemas eléctricos en todo el mundo
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para determinar la necesidad de una nueva infraestructura
de transmisión. Esta infraestructura proporciona una red
robusta para que los operadores del sistema puedan abordar
diversos escenarios de funcionamiento en un día determinado. Los planificadores prueban el sistema en condiciones
de tensión simuladas (clima extremo, por ejemplo) para comprender en qué punto se necesitan refuerzos para que la red
sea confiable. Los criterios de confiabilidad se estructuran
en torno a los eventos probables. Los criterios de planificación del NERC requieren que el sistema eléctrico de gran
porte sea probado ante contingencias tales como la pérdida
de una línea de transmisión, bajo el supuesto de que todas
las demás instalaciones de transmisión estén en servicio. No
obstante, en realidad, docenas de instalaciones están fuera
de servicio en un día cualquiera. Los eventos más severos
y de menor probabilidad, como las interrupciones de múltiples instalaciones, también son sometidos a prueba, conocidos como la prueba N−1−1. Por ejemplo, podría tratarse de
la pérdida de dos circuitos en una línea de torre común, un
fallo en un circuito seguida de un fallo del interruptor o dos
contingencias no relacionadas.
Los estándares del NERC abordan la resiliencia, hasta
cierto punto. Las normas de planificación requieren que se
examine el impacto de los eventos extremos, como la pérdida de toda una subestación o de todo un derecho de paso
debido a un desprendimiento, un tornado o un incendio
que derrumbe múltiples líneas de transmisión en un corredor. Aunque se requiere una evaluación de su impacto, el
refuerzo ante estos eventos de baja probabilidad no es obligatorio según los criterios actuales del NERC. Para lograr la
resiliencia de la red, los planificadores también deben evaluar si el sistema de transmisión cuenta con refuerzos suficientes como para hacer frente a eventos extremos, incluidos
los ataques físicos y de ciberseguridad y las condiciones climáticas extremas, como los huracanes.

Planificación de la expansión de la
transmisión regional
Hemos iniciado esfuerzos para aplicar los criterios del
proceso de planificación de la expansión de la transmisión
regional (RTEP, por sus siglas en inglés) y la métrica para
mejorar la resiliencia de la red más allá de lo que está en
vigor hoy en día. El estándar de confiabilidad del NERC
CIP-014 exige que los propietarios de las transmisiones evalúen e identifiquen las instalaciones críticas que, de quedar
inutilizadas, darían lugar a inestabilidad, separación no controlada o interrupciones en cascada. La experiencia sugiere
julio/agosto 2020
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