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uno provocado por un incendio que dañó los equipos de la
subestación o las líneas de transmisión que suministraban a
la subestación.
El 3 de noviembre de 2020, el evento comenzó con una
perturbación en el sistema de suministro de Amapá a través
de una contingencia doble (N-2). Dos transformadores
de 230/69 kV de la subestación Macapá dejaron de estar
disponibles (Macapá es el nombre de la subestación y también
de la capital de Amapá). Esto, básicamente, produjo la
interrupción de la HPP integrada Coaracy Nunes debido a la
inestabilidad de la frecuencia. La central está conectada a la
red de 230 kV en Amapá. Por lo tanto, toda la subestación
Macapá dejó de estar disponible, generando la interrupción
del suministro en el sistema descendente por completo, lo
que incluyó la capital del estado.
En coordinación con la empresa de servicios públicos
de distribución local, el operador de redes tomó decisiones
importantes de mitigación para restablecer parcialmente
el servicio lo más rápido posible. Entre ellas, se incluyó
1) el restablecimiento parcial del servicio a través de fuentes
de generación existentes en el sistema local, como la HPP
Coaracy Nunes; 2) la contratación de centrales térmicas de
emergencia y 3) los apagones programados. Nótese que estas
medidas requieren un esfuerzo de coordinación importante
en la relación entre las redes de transmisión y distribución;
es decir, la coordinación entre el operador de redes de transmisión
y el operador de redes de distribución, para organizar
y ordenar las distintas y delicadas medidas a fin de reconectar
la infraestructura y restablecer el suministro.
Restablecimiento a través de la generación local
El proceso de restablecimiento tuvo lugar de manera gradual
con la utilización de generación local. La gradualidad
apuntó a evitar oscilaciones en la frecuencia y la tensión en
el área que se debía restablecer, lo que podía provocar más
perturbaciones y el disparo de equipos ya sincronizados.
Lamentablemente, los primeros intentos de restablecer el
suministro para el sistema de Amapá, desde el 3 hasta el 7
noviembre, no fueron exitosos. El primer intento de restablecer
el suministro del área de Macapá se inició a través de
la HPP Coaracy Nunes. Comenzó con el arranque autógeno
de una sola unidad generadora, pero debido a problemas de
subfrecuencia, el proceso no tuvo éxito. Finalmente, el 11 de
noviembre, se restableció parcialmente el suministro en casi
un 25 % de la carga local.
Reconexión del sistema en modo de isla
al sistema principal
En paralelo, otras iniciativas tuvieron lugar para el restablecimiento
con generadores locales. El 7 de noviembre,
se llevó un transformador de otra subestación a la subestación
Macapá. Su capacidad era de 150 MVA, al igual que
la de los transformadores dañados. Esto permitió el restablecimiento
del suministro en cerca de un 60-70 % de la
demanda de Amapá.
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Apagones programados
Se implementaron apagones programados hasta que se completó
el restablecimiento. La Companhia de Eletricidade do
Amapá, la empresa de servicios públicos de distribución
local, determinó el calendario de la rotación. Los apagones
programados comenzaron el 8 de noviembre.
Contratación de centrales térmicas de emergencia
Para aumentar la disponibilidad de generación local, se contrataron
centrales térmicas por emergencia y de forma temporal.
Se conectaron las centrales a la red de distribución
local. Los costos de esta solución de emergencia se socializaron
entre todos los consumidores de electricidad de Brasil
mediante un pago fuera del mercado llamado cargos por
servicio del sistema. Los costos eran monitoreados y auditados
por el regulador.
Lecciones sobre políticas
Las instituciones brasileñas han ajustado sus prácticas de
planificación, funcionamiento y monitoreo en respuesta
a los eventos recientes relacionados con incendios. A continuación,
nos enfocaremos en 1) los procedimientos para
inspeccionar a las empresas de transmisión y monitorear los
impactos de las interrupciones a largo plazo, y 2) los ajustes
metodológicos en la planificación de sistemas y el enrutamiento
de las líneas.
Monitoreo e inspección
Debido a las interrupciones ocasionadas por los incendios, la
ANEEL comenzó a actuar de manera cada vez más preventiva.
Reforzó su trabajo con las empresas de transmisión para llevar
a cabo de manera diligente los programas de limpieza y control
de vegetación para los derechos de paso, mitigando el riesgo de
incendios y, por consiguiente, las interrupciones de las líneas
de transmisión. En este contexto, en 2017, se seleccionó un
conjunto de líneas de transmisión priorizadas para ser monitoreadas
con mayor intensidad, dado que son las responsables
de los intercambios más extensos de flujos eléctricos entre las
regiones del norte, noreste y medio oeste. Además, estas líneas
son más susceptibles a desconexiones por incendios.
El Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico ajustó sus
procedimientos monitoreando los indicadores de gravedad de
las interrupciones en el sistema de transmisión que producían
interrupciones en el suministro. El operador de redes también
fue invitado a presentar con regularidad al comité una lista de
las contramedidas identificadas en los análisis posteriores a
las perturbaciones que se implementaron para mejorar la confiabilidad.
Como se trata de un comité de alto nivel con gerentes
de las principales instituciones de los sectores eléctricos,
esto facilita la comunicación a nivel de gestión y la utilización
de recursos de las instituciones de manera coordinada.
Planificación de los sistemas eléctricos
Aún relacionada con los incendios, la Empresa de Planificación
Energética (EPE) de Brasil está estudiando la
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