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como la falla simultánea de múltiples unidades generadoras
o de líneas de transmisión.
Estos eventos de contingencia tradicionalmente han sido
definidos como eventos " distintivos " o definibles en el sistema
eléctrico. En el NEM, las normas nacionales sobre la
electricidad definen explícitamente estos sucesos por referencia
a eventos específicos y distintivos, como la pérdida de
una unidad generadora o una línea de transmisión.
Las disposiciones para gestionar la seguridad de la red se
resumen en la figura 1.
Se exige que el AEMO opere el sistema eléctrico en
un estado seguro en ausencia de eventos de contingencia.
Esto significa que una contingencia creíble no desemboca
en una pérdida de carga y la red permanece en un estado
satisfactorio. Esto está representado por el lado izquierdo
de la figura 1.
Para mantener el sistema eléctrico en un estado seguro,
el gestor de la red define " límites técnicos " dentro de los
cuales puede operar el sistema eléctrico. Estos son los límites
operativos de cada elemento del sistema eléctrico, a fin
de lograr un estado satisfactorio, sin desconexión de carga,
después de un evento de contingencia creíble. Los límites
técnicos se implementan mediante restricciones aplicadas a
la red y al funcionamiento del mercado, como los flujos de
interconexión interregionales, o de transmisión intrarregionales,
y el despacho de generadores que refleje los límites
térmicos, de tensión y estabilidad transitoria en el sistema
eléctrico. Además de definir las limitaciones en los límites
técnicos, el operador de la red también se asegura de que
haya suficientes reservas de capacidad de contingencia de
potencia reactiva y activa para mantener la tensión y la frecuencia
dentro de los límites requeridos.
Además de las contingencias razonablemente posibles
(creíbles), el sistema eléctrico también podría verse expuesto
a eventos de contingencia increíbles. Si bien algunos de
estos pueden resultar más graves que los eventos creíbles, se
considera que su probabilidad es baja. Un estado operativo
seguro no implica que la red necesariamente permanecerá
así después de un evento de contingencia grave e increíble.
En la práctica, esto significa que puede producirse un alivio
de carga para evitar que el sistema colapse. Por lo tanto, las
disposiciones de seguridad del sistema eléctrico requieren
esquemas de control de emergencia, como la desconexión de
carga por baja frecuencia (UFLS, por sus siglas en inglés),
actuando como última línea de defensa para evitar una interrupción
en cascada. Esto está representado en el sector
medio de la figura 1.
Las condiciones anormales, como las tormentas o los
incendios forestales, pueden aumentar los riesgos para el sistema
eléctrico al incrementar la probabilidad de que ocurran
eventos de contingencia que, de otra forma, serían considerados
increíbles. Por ejemplo, la pérdida de líneas de transmisión
de doble circuito, normalmente catalogada evento
de contingencia poco común, se clasifica como increíble.
Asegurar el sistema ante un evento así impondría restricciones
al funcionamiento de la red, aumentaría los costos
de suministro a los clientes al restringir los flujos de la red
de transmisión, y despacharía más servicios auxiliares. Sin
Red de transmisión
Menor inercia y mayor impedancia
Monitoreo y
control de
Múltiples
Condiciones anormales: fallas
tormentas/incendios
forestales
perturbaciones
delsistema y
la red
Generación
volátil
Provocada por el clima:
nubes/ráfagas de viento
Tamaño de la
contingencia
Ataque de ciberseguridad:
red/generación
Soporte a la red
de FED y
efectividad del
alivio de carga
bajo frecuencia
Condiciones de mercado:
precios bajos/altos
Generación
volátil
FED aumentadas por la red de distribución
figura 2. Eventos no distintivos debido a interacciones inciertas dentro del sistema eléctrico.
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septiembre/octubre 2021

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