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Los apagones en cascada son el mayor y más antiguo problema
técnico no resuelto en la ingeniería de sistemas eléctricos, muy
visibles desde el apagón del noreste de 1965 en Norteamérica.
En el problema de la cascada, una falla conduce a una
cadena de otras en un sistema eléctrico de gran escala esencialmente sin daños, que termina con la desconexión de los
generadores y los clientes. Antes de que comience la cascada, siempre están presentes tres factores: las fallas en los
elementos auxiliares mencionados anteriormente, el sistema
está en completo funcionamiento aunque esté bajo tensión y
el sistema es grande. No tratamos el problema importante,
aunque diferente, de los apagones causados por los daños
físicos generalizados debido a causas externas.
Nuestras nuevas métricas provienen de la teoría de redes
y sistemas eléctricos. Cuantifican el estrés, o la susceptibilidad de un sistema a sufrir fallas en cascada. Las métricas
utilizan una nueva red, basada en principios de ingeniería
conocidos, para mostrar cómo se propagan las fallas a través de un sistema. En contraste, los modelos comunes miden
como fluye la energía a través de un sistema.
Describimos la investigación realizada por la Universidad
de Utah y el Consejo Coordinador de Electricidad del Oeste
(WECC, por sus siglas en inglés). El uso de datos reales en
sistemas a gran escala, lo cual incluye los datos en un estado
previo al apagón, es una valiosa e inusual característica de
nuestros estudios. Las métricas de estrés se calcularon para
un sistema muy grande [la Western Interconnection (WI)
de Norteamérica] y una gran parte de este sistema [la WI
sudoeste (SW WI, por sus siglas en inglés)] en una amplia
gama de condiciones. Incluso para un sistema muy grande,
los cálculos son realizados fácilmente. Las métricas coinciden con los juicios informales de estrés realizados por los
ingenieros con experiencia en empresas de servicios públicos. Para la SW WI, justo antes de un apagón importante, el
estrés medido por las métricas fue muy alto. Las métricas
señalaron que las áreas e instalaciones involucradas en la
cascada se encontraban particularmente vulnerables o críticas en el estado previo al apagón. El cálculo de estas métricas en tiempo real y en la planificación del sistema eléctrico
es una herramienta prometedora para prevenir futuros apagones en cascada.

La importancia de los apagones en
cascada
Un apagón en cascada es una cadena de fallas de causa y
efecto, inesperada y no controlada, en el hardware utilizado
para generar y transportar corriente. El evento interrumpe
el suministro eléctrico a gran escala en un área amplia. Los
apagones en cascada son importantes porque puede tomar
días restaurar el sistema. Mientras tanto, muchas funciones
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de la sociedad se ven interrumpidas, y las pérdidas a veces
alcanzan los miles de millones de dólares.

Apagones típicos en cascada
El 9 de noviembre de 1965, se produjo un famoso apagón
en cascada con flujos relativamente grandes en cinco líneas
esencialmente paralelas de 230 kV entre las Cataratas del
Niágara y Toronto, Canadá. Sin el conocimiento de los operadores, los relés de respaldo configurados para otros fines
desconectaban o disparaban las líneas muy por debajo de sus
capacidades. Un relé disparó una línea. Los flujos de potencia en las otras líneas aumentaron instantáneamente para
compensar. Pero también se dispararon, separando Nueva
York de la mayor parte de Ontario. La demanda y la generación en cada uno de los dos sistemas separados se desequilibraron de repente. Los sistemas no pudieron absorber sus
desequilibrios y sufrieron un apagón.
El 14 de agosto de 2003, los eventos precursores en Ohio
y las áreas cercanas de la Interconexión del este de Norteamérica incluyeron fallas de procedimiento en dos centros de
control y fallas informáticas, así como percances de generación y transmisión. Tres líneas de 345 kV fallaron entre
las 15:05 y las 15:46, hora del este, la primera con solo el
44 % de su capacidad. Aunque no se sobrecargaron, se cargaron más de lo habitual debido a eventos anteriores. Una
por una, las líneas se calentaron y cayeron en los árboles,
que eran más altos de lo que deberían haber sido, debido al
mal manejo de la vegetación por parte del propietario. Cada
contacto dejó una línea fuera de servicio, aumentando el
calentamiento y la caída de las otras líneas.
Un relé interpretó la alta corriente y la baja tensión como
un cortocircuito a las 16:06 y disparó una cuarta línea de
345 kV. El sistema no sobrevivió a esto y cambió de "cascada lenta" a "cascada rápida", creando islas eléctricas con
desequilibrios insostenibles de oferta/demanda y dejando a
millones sin electricidad. Este apagón le costó a los Estados
Unidos entre 4 y 10 mil millones de dólares estadounidenses. Los envíos de producción en Ontario cayeron 2.3 mil
millones de dólares canadienses ese mes.
El domingo 28 de septiembre de 2003, a las 3:00 a.m.
(una hora, un día y un mes de baja demanda), Italia estaba
importando 6,400 MW, 300 MW más de lo que contrató
a Francia, principalmente a través de Suiza, en parte para
llenar sus plantas hidráulicas por bombeo. Una línea suiza
de 380 kV muy cargada se calentó, cayó en un árbol, falló
y permaneció abierta. Los despachadores suizos pidieron a
los despachadores italianos que redujeran sus importaciones
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