IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - July/August 2020 - 84

Algunas cuestiones prácticas

Resumen y conclusiones

A medida que la demanda y la generación crecen, los sistemas de transmisión se expanden para aumentar la capacidad de transferencia. Trabajos previos han demostrado que
este crecimiento puede aumentar el estrés. El aumento año
a año de los grandes DFAX mencionados anteriormente
parece respaldar esta observación. A medida que el sistema
se refuerza para permitir mayor transmisión de energía,
la capacidad de propagación de las fallas también puede
aumentar.
Un tema importante es cómo los operadores y los planificadores pueden reducir el estrés, pero eso ya va más allá de
nuestro alcance actual. Solo hemos mostrado cómo cuantificar el estrés, una condición necesaria para que ocurran las
cascadas. Las métricas proporcionan una nueva herramienta
para que los operadores y planificadores cuantifiquen y analicen el estrés de un sistema y eviten las cascadas.
¿Cómo podrían el diagnóstico y la reducción del estrés
haber evitado fallas anteriores en cascada? La SW WI estaba
muy estresada el 8 de septiembre de 2011, previo al caso base
del HS de 2016, el cual es extremo. No está claro si los operadores lo sabían. Pudieron haber tomado medidas de precaución identificadas en el informe post mortem. Las métricas identificaron las áreas y ramas vulnerables y críticas. Al
saber hoy que la línea Hassayampa-North Gila era muy crítica, los operadores pudieron haber pospuesto la complicada
conmutación y otras operaciones sensibles en North Gila.
El aumento de la generación o la reducción de la demanda
en el Valle Imperial, así como otras opciones disponibles,
hubieran reducido la vulnerabilidad y la criticidad, así como
podrían haber evitado el apagón.
Sin embargo, creemos que la solución real no será presentar a los operadores 126 ramas vulnerables o 183 ramas
críticas (tabla 7), sobre las cuales tendrán que hacer algo en
tiempo real. Estas métricas solo son muy buenas indicadoras de estrés. Creemos que el sistema eléctrico del futuro
no se volverá más robusto mediante parches, sino mediante
planificación y operación de maneras que actualmente no
son reconocidas y que inherentemente generan menos estrés
y no aumentan su dependencia de los servicios auxiliares,
cuya característica innata es ser propensos a fallas.

Hemos presentado avances en la prevención de los apagones en cascada, el mayor y más antiguo problema técnico
sin resolver de los sistemas eléctricos. Presentamos una
nueva red de fallas en cascada. Cuatro métricas cuantifican el estrés, una condición necesaria para que ocurran las
cascadas. La red y las métricas son nuevas aplicaciones de
herramientas conocidas y aceptadas. Estudiamos la WI de
Norteamérica utilizando datos de las empresas de servicios
públicos para diferentes estaciones y demandas. Las métricas son consistentes con las evaluaciones intuitivas de estrés
para este sistema. Las métricas, aplicadas al estado previo al
evento de un apagón en cascada importante, mostraron que
el sistema estaba muy estresado, especialmente en las áreas
y elementos del circuito donde se desarrolló la cascada. Las
métricas son medidas prácticas de estrés que pueden ser calculadas rápidamente, incluso para sistemas grandes. El uso
adecuado de estas métricas identificará la susceptibilidad de
un sistema a las cascadas, más allá de identificar las ramas
y áreas más vulnerables y críticas, y debería ayudar a detectar una incipiente cascada antes de que ocurra. Las métricas
proporcionan una forma de cumplir con los requerimientos
de estudio de planificación del NERC de manera más completa, y apuntan a formas de hacer que los sistemas en pleno
funcionamiento y sin daños sean inherentemente más inmunes a los apagones en cascada.

Cumplir con los criterios del NERC
Los criterios actuales del NERC han demostrado no ser suficientes para prevenir todos los eventos en cascada, pero son
la ley en los Estados Unidos, y se aplican criterios similares
en otros lugares. Se pueden utilizar las siguientes métricas
de estrés:
✔✔ como una herramienta de evaluación para identificar
ciertas contingencias que valen la pena ser examinadas debido a posibles cascadas,
✔✔ para proporcionar documentación para ignorar a
otras, y
✔✔ para aplicar los criterios del NERC y otros criterios de
manera más efectiva de otras maneras.
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Agradecimientos
Agradecemos a la gerencia y a los ingenieros del WECC por
brindar apoyo financiero, asistencia técnica y datos confidenciales, y por permitir la publicación de los resultados.
Su compromiso para combatir los apagones es evidente.
Saludamos especialmente con gratitud las contribuciones
de Donald G. Davies, ex ingeniero jefe sénior de WECC.
Las conclusiones son nuestras, pero el estudio de la WI no
hubiera sido posible sin el apoyo del WECC.

Lecturas complementarias
P. Pourbeik, P. S. Kundur y C. W. Taylor, "The anatomy
of a power grid blackout" (La anatomía del apagón de
una red eléctrica), IEEE Power Energy Mag., vol. 4, n.°
5, págs. 22-29, sept./oct. de 2006. doi: 10.1109/MPAE.
2006.1687814.
G. P. Loehr, "The 'good' blackout: The Northeast power
failure of 9 November 1965" (El 'buen' apagón: la falla de
potencia del noroeste el 9 de noviembre de 1965), IEEE
Power Energy Mag., vol. 15, n.° 3, págs. 84-96, mayo-junio
de 2017. doi: 10.1109/MPE.2017.2659379.
Grupo de trabajo sobre interrupciones de sistemas eléctricos EE. UU.-Canadá, "Final report on the August 14, 2003
Blackout in the United States and Canada: Causes and recommendations" (Informe final del apagón del 14 de agosto
de 2003 en los Estados Unidos y Canadá: causas y recomendaciones), Agencia de Protección Ambiental, Wa-shington,
D.C., abr. de 2004. [En línea]. Disponible en: h- ttps://www3.
julio/agosto 2020

https://www3.epa.gov/region1/npdes/merrimackstation/pdfs/ar/AR-1165.pdf

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