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Los precios del mercado deben incentivar y compensar
adecuadamente a las fuentes por el valor de los servicios que
prestan para garantizar la confiabilidad y la resiliencia de la red.
El modelo PRA combina la información sobre probabilidad
de fallos y congestión para determinar el riesgo anual, en
dólares estadounidenses, para el sistema por la pérdida de un
transformador. La PRA se realiza cada dos años para minimizar la exposición al riesgo de la flota de transformadores.
En el análisis, se determinó que se necesitaban siete
nuevos transformadores de repuesto situados estratégicamente en seis subestaciones y una exposición al riesgo de
congestión de US$ 74 millones anuales que se mitigará con
el despliegue de los transformadores de reserva. La PRA
también reveló que los repuestos aumentarían el límite de
riesgo aceptable para las unidades de transformadores en
funcionamiento, prolongando su vida útil. A partir de 2018,
nuestro sistema sigue estando adecuadamente mitigado con
las actuales existencias de transformadores de repuesto. Los
planificadores de sistemas y los propietarios de las transmisiones obtienen una visión invaluable de este proceso. Conocer y comprender el riesgo ayuda a abordar de forma proactiva y económica el envejecimiento de la infraestructura de
los transformadores. Un análisis adicional ha permitido a las
partes interesadas planificar de manera proactiva el reemplazo de los transformadores, la compra de transformadores
de repuesto y la ubicación óptima de estos.

Herramienta de análisis de eventos en
cascada

Factores de penalización (US$/MWh)

En su nivel más fundamental, un árbol en cascada evalúa
un evento extremo que abarca un riesgo que puede, tras un
cierto número de eventos en cascada adicionales, llevar a un
colapso del sistema (es decir, un apagón). Los grandes apagones suelen ser causados por eventos de baja probabilidad

2,500
ORDC actual
ORDC propuesta

2,000
1,500

LOLP × US$ 2,000

1,000
850
500
300
0

LOLP = 0
Paso 1 Paso 2
Reservas (MW)

figura 5. Cambios propuestos en la ORDC. LOLP: probabilidad de pérdida de carga.
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y alta consecuencia. Desde los ataques del 11 de septiembre, la industria de la energía ha examinado más de cerca
las contingencias del sistema impulsadas no solo por acontecimientos naturales, sino también por amenazas de origen
humano, como:
✔✔ ataques cibernéticos
✔✔ ataques físicos
✔✔ pulsos electromágneticos
✔✔ pérdida de sistemas interdependientes
✔✔ mal tiempo terrestre
✔✔ terremotos
✔✔ perturbaciones geomagnéticas
Cualquier evento precipitante inicial de este tipo podría causar una o más sobrecargas en las líneas de transmisión (en
derechos de paso comunes), sobrecargas en los transformadores, pérdidas en las subestaciones, subtensiones en los generadores o condiciones de subtensión de la carga, entre otras.
Se estima que el sistema de transmisión de alta tensión
será capaz de soportar una interrupción significativa de uno
o algunos equipos críticos. Sin embargo, estos criterios de
planificación no evalúan lo que sucedería al sistema en caso
de que se produjera una interrupción significativa de muchos
equipos a la vez o en rápida sucesión, como podría desencadenarse por un fenómeno meteorológico extremo o un
ataque deliberado. Desarrollado con un propietario de transmisión, Dominion Virginia Power (DVP), los árboles en cascada (figura 4) evalúan la probabilidad y las consecuencias
de las interrupciones en cascada en los sistemas eléctricos.
Un árbol en cascada es el conjunto de todos los caminos en
cascada probables que, a su vez, describen una secuencia de
posibles interrupciones en cascada que podrían esperarse
razonablemente.
A continuación, estas posibles interrupciones se clasifican
como limitadas o ampliadas, es decir, si la propagación de
una perturbación puede limitarse a una zona determinada o
si no puede determinarse la extensión exacta de la cascada.
El evento inicial N-k equivale a la pérdida completa de una
subestación y de las instalaciones de transmisión. Los árboles en cascada cuantifican la probabilidad de que se produzca
una cascada y el alcance de las consecuencias asociadas, lo
que conduce a una clasificación natural de las subestaciones.
Entonces, las subestaciones e instalaciones de transmisión
pueden agruparse en diferentes niveles, teniendo cada uno
una prioridad diferente y un conjunto discreto de medidas
de mitigación. DVP ha utilizado esta metodología para identificar y clasificar las subestaciones críticas. Idealmente,
la mejor manera de proteger una subestación crítica es no
julio/agosto 2020



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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - July/August 2020

Contents
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