IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2022 - 66

podría haber estado al borde del colapso si se producía otra
contingencia al mismo tiempo. Esto se confirmó mediante
simulaciones que se realizaron después del evento, apoyando
la noción de que el sistema estaba funcionando en un estado
inseguro. En el caso de determinadas contingencias adicionales,
se podría haber producido un apagón total del sistema.
Las simulaciones evidenciaron que varias contingencias
individuales para dos intervalos comerciales habrían provocado
significativas alteraciones en el sistema (véase el
modelo de sistema analizado en la figura 2). Estas alteraciones
incluían, en términos de resultados de la simulación, un
flujo eléctrico sin convergencia, lo que significa que el flujo
eléctrico en estado estacionario no se podía resolver. El sistema
real habría resuelto el problema de una de las siguientes
maneras, pero estaría potencialmente en un estado de falla
parcial o completo (apagón):
✔ Funcionamiento a baja tensión, que podría haber llegado
a ser críticamente baja, lo que provocaría una
inestabilidad de la tensión y luego un apagón.
✔ Carga en modo de isla, lo que significa que la contingencia
respectiva provocaría el aislamiento de la carga
dentro del sistema (apagando esa carga).
✔ Generación en modo de isla, lo que significa que la
contingencia respectiva provocaría el aislamiento de
la generación dentro del sistema, generando problemas
de adecuación de la generación.
✔ Una superación de los límites de la línea, que da lugar
a disparos en cascada de las líneas de transmisión.
Según las simulaciones, para algunos periodos concretos,
había entre 21 y 23 contingencias individuales que
podrían haber provocado un apagón significativo o completo.
Cabe señalar que las simulaciones se basaron en
un modelo de estado estacionario, que quizá no tenga en
cuenta todo el panorama de la vulnerabilidad del sistema.
Los demás aspectos dinámicos pueden haber hecho que
el sistema estuviera aún más cerca del colapso de lo que
muestra el análisis. Hay que destacar la posibilidad de que
se produzcan disparos en cascada como consecuencia de
las corrientes de falla, ya que cuando las líneas se disparan,
las corrientes de falla dinámicas resultantes pueden
ser mucho más altas de lo que se ve en el modelo de estado
estacionario. Las corrientes de falla excesivas hacen que
los esquemas de protección se activen y desconecten las
líneas de transmisión para preservarlas. Esto puede generar
disparos en cascada, ya que cada disparo provoca una
corriente de falla excesiva en la siguiente, que se dispara,
y así sucesivamente. Como resultado, se pueden producir
apagones en cascada.
Lecciones del incidente
Desde el punto de vista del funcionamiento del sistema, se
produjeron los siguientes eventos materiales durante el incidente
mencionado, que son de especial importancia:
✔ Las tres líneas de transmisión que se dispararon permanecieron
fuera de servicio durante unas 4 horas.
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✔ El incendio forestal siguió activo en cierta medida durante
toda la duración del incidente.
✔ El despacho de la generación se desplazó por la red
(principalmente de sur a norte) para tratar de mantener
la seguridad de los flujos de la red.
✔ No se produjo ninguna pérdida de clientes, salvo
42 MW de carga industrial, que se desconectó debido
a la desviación de la frecuencia y/o la tensión, y
un generador que quedó en modo de isla debido a los
disparos de la línea.
Como ya se mencionó, durante el tiempo en que las líneas
de 330 kV estuvieron fuera de servicio, el sistema se encontraba
en un estado vulnerable. De acuerdo con las mejores
prácticas, se podrían haber tomado diferentes acciones para
salir de este estado, por ejemplo, que las líneas se hubieran
restablecido antes o que se hubiera efectuado un alivio de la
carga. En las siguientes secciones se detallan varias lecciones
importantes que se aprendieron.
Lección 1
Ya se había intentado restablecer las líneas. Cuatro horas
fue un tiempo demasiado largo para que el sistema permaneciera
en un estado altamente vulnerable. El largo tiempo
de restablecimiento se debió a que el operador de la red
esperó a que las autoridades de los incendios aprobaran la
reconexión de las líneas. No obstante, durante los periodos
de alto riesgo de incendio, es posible suponer que los
disparos de las líneas de transmisión se deban solo a los
incendios forestales, sin que exista un riesgo significativo
para las personas si se vuelven a conectar las líneas. Las
líneas de transmisión dotadas de equipos de protección de
reconexión automática no deberían tener esta función desactivada
a menos que los bomberos se encuentren directamente
bajo la línea. Si se determina que la causa del
disparo de la línea puede estar relacionada con un incendio
forestal, los operadores deben intentar una reconexión
manual, excepto si hay bomberos activos debajo de las
líneas. Si hay riesgos inmediatos para la seguridad del sistema,
se deberán realizar repetidos intentos de reconexión.
Si no hay riesgos inmediatos, la reconexión se puede retrasar
(hasta 15 minutos).
Lección 2
Tras el evento, el operador de la red contempla que, en determinadas
circunstancias, la pérdida simultánea de las tres
líneas de transmisión de 330 kV que atraviesan esta área
podría reclasificarse como contingencia creíble. Luego de
cualquier contingencia no creíble, se realizan revisiones para
establecer si se deben declarar creíbles en el futuro (incluidas
las circunstancias en las que se reclasificarían como
creíbles). Esto se tendría en cuenta en las futuras actividades
de planificación de la red. Estas actividades se orientan
cada vez más hacia un enfoque de planificación basado en
los riesgos y se alejan de la planificación de contingencias
N-1, de un solo elemento.
enero/febrero 2022
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