IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - July/August 2020 - 53

No obstante, en realidad, los consumidores suelen ser reacios
al riesgo y, posiblemente, prefieren un resultado más estable y
predecible de la red eléctrica, incluso si esto puede (ligeramente)
aumentar el costo.

reparar la infraestructura dañada, restaurar la potencia,
etc. Esto aborda el denominado trilema de resiliencia, es
decir, la necesidad de equilibrar la solución de cartera entre
varias opciones para hacer que el sistema sea más robusto,
más grande y/o más inteligente de una manera resiliente y
rentable. En particular, entre el conjunto de decisiones de
inversión utilizadas para mejorar la resiliencia del sistema,
se podría considerar lo siguiente:
✔✔ nuevas líneas y transformadores para crear rutas alternativas con el objetivo de transferir la potencia y proporcionar redundancia o potencia reactiva adicional
para operar la red en condiciones más débiles cuando
varios activos de red se anulan debido a eventos HILP;
✔✔ fortalecimiento de subestaciones, torres y otros equipos para sumar al sistema robustez y resiliencia contra
los eventos HILP (esto se modela moviendo las curvas
de fragilidad hacia la derecha);
✔✔ tiempos de respuesta más cortos al aumentar los gastos en existencias mejoradas de equipos y activos de
red, más equipos de reparación y más soluciones de
monitoreo y control en línea;
✔✔ instalación de nuevas tecnologías de red flexibles,
como esquemas de protección especiales, unidades
de almacenamiento de energía, sistemas flexibles de
transmisión de corriente alterna, CC de alta tensión
(HVdc), y más, buscando flexibilizar el sistema para
que se adapte a diferentes condiciones posteriores a la
falla, lo que ayuda a mitigar las consecuencias de los
eventos HILP; e
✔✔ instalación de fuentes de energía distribuida (como
microrredes, generación distribuida, etc.) para proporcionar soluciones energéticas localizadas cuando falla
el sistema principal.
Existen muchas formas de aplicar este marco, especialmente para implementar las dos etapas ilustradas en la figura 3,
utilizando metodologías de programación matemática. Para el
análisis en este artículo, utilizamos técnicas de optimización
vía simulación (OvS). Estas técnicas determinan la cartera
(casi) óptima de mejoras de red basadas en una serie de simulaciones. Más específicamente, desde la perspectiva del optimizador, que es la primera etapa, se supone que el simulador,
que es la segunda etapa, es un modelo de caja negra sin una
estructura matemática conocida. Una de las ventajas clave del
enfoque OvS es que permite la inclusión de una gran cantidad
de detalles operativos en la etapa de simulación, por ejemplo,
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niveles mínimos de generación estable, límites de tasa de
desniveles, tiempos mínimos de inicio y apagado, y más, que
requieren una formulación no convexa y son complejas y difíciles de manejar en forma cerrada.

Ejemplo ilustrativo de doble barra
Estudio de caso ilustrativo de libros de texto
Este sencillo ejemplo ilustra y demuestra nuestro marco
propuesto, que identifica opciones de mejora resilientes contra eventos HILP en la planificación de redes y,
de manera crucial, cómo difieren de otras decisiones que
están más orientadas a la confiabilidad. La red de doble barra
en la figura 8 presenta una unidad generadora de 500 MW
en el nodo 1, una carga en el nodo 2 con una demanda constante de 500 MW y un enlace de transmisión entre los
dos nodos. Dependiendo de la configuración (es decir, el
número de circuitos y sus capacidades) y las características
de confiabilidad de este enlace, y suponiendo una confiabilidad perfecta para el generador, esta red eléctrica puede
ser adecuada, segura y/o resiliente. Como la adecuación y
la seguridad han sido históricamente parte del análisis de
confiabilidad, consideraremos que una red es confiable si
es adecuada y segura. También utilizamos la aproximación
del flujo de potencia de CC por simplicidad.
Confiabilidad 1: adecuación

Teniendo en cuenta que la adecuación es la capacidad de
un sistema eléctrico (incluidas las capacidades de generación y red) para satisfacer la demanda eléctrica total en
todo momento, la red eléctrica de la figura 8 es adecuada
si la capacidad total (térmica) del enlace es de, al menos,
500 MW. Esto se puede lograr mediante una serie de configuraciones de red, incluida la opción de un solo circuito de
500 MW que transfiere potencia del nodo 1 al nodo 2. Sin
embargo, esta opción particular evidentemente no es segura
en términos N−1.
Confiabilidad 2: seguridad

De nuestro trabajo anterior, distinguimos entre dos tipos de
seguridad: seguridad N−k determinista y seguridad probabilística. Para cumplir con un estándar de seguridad N−1
determinista para el diseño de redes, necesitamos dos circuitos, cada uno de (al menos) 500 MW para vincular los
nodos 1 y 2. Un estándar probabilístico, en cambio, exige
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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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