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constituyó la comision Federal regualdora de energía (Ferc)
de ee. UU. como el principal regulador de energía dentro de
cada estado en todo el país. La Ley de autonomía y seguridad
energética de 2009 ayudó a mejorar aún más el suministro de
electricidad a los clientes al garantizar el desarrollo de una "red
inteligente". todos estos esfuerzos dieron lugar a la creación
de los mercados mayoristas y minoristas para permitir que los
productores y consumidores de energía eléctrica dirigieran el
negocio de intercambio de energía para obtener beneficios económicos. La ley de 2009 impuso el requisito no extensamente
debatido de resiliencia para que "mantener al mercado
encendido" en todo momento y minimizar las pérdidas
económicas derivadas de las interrupciones de la red. el gráfico 2,
usado en presentaciones por d.J. sobajic y J. douglas del
instituto de investigación de energía eléctrica (ePri, por sus
siglas en inglés) a principios del año 2003, muestra un ejemplo
de cómo los mercados mayoristas pueden atravesar diferentes
estados del mercado en función de las diferentes maneras en
las que los estados del sistema físico se desarrollen.

Cuantificación de la resiliencia:
mapas basados en el riesgo
a medida que el concepto de resiliencia se define con mayor
detalle, es necesario incorporar formas cuantitativas para
su medición. Un posible enfoque es definir el riesgo como
medida de resiliencia. Una definición consolidada del riesgo
generalmente usada en los ámbitos de ingeniería define al
riesgo como
Riesgo = Peligro # Vulnerabilidad # Impactos,
donde
✔ la intensidad t es la intensidad de la amenaza
✔ el peligro es la probabilidad de la amenaza de inten-

sidad t
✔ la vulnerabilidad es la probabilidad de una consecuencia c si ocurre una amenaza de intensidad t
✔ los impactos son los impactos económicos y/o sociales
impulsados si ocurre la consecuencia c.
este enfoque no solo permite que la resiliencia sea cuantificada, sino que también determina un marco para evaluar y
mitigar las amenazas para los elementos de la red que estén
en riesgo. aún más importante, el riesgo puede expresarse
en valores monetarios, que además mide el impacto económico de la pérdida de resiliencia. Un ejemplo de dicho
marco se muestra en el gráfico 3.
este marco se representa en varias aplicaciones que se
analizan más adelante en este artículo, cuando se introduce el
impacto de activos y apagones sobre la resiliencia. al seleccionar un análisis apropiado de los datos, se puede predecir
el riesgo y se pueden generar mapas de predicción de riesgos
asociados para proporcionar pautas a los operadores de modo
que puedan mitigar el riesgo y, por lo tanto, mejorar la resiliencia. (La definición y cuantificación de la resiliencia requieren estudios adicionales más allá del alcance de este artículo).
marzo/abril 2018

Lento

Mercado
incompleto

Condiciones
normales
del mercado

Rápido

Lento

Emergencia
de mercado

gráfico 2. Estados operativos del mercado. (Fuente: EPRI).

Resiliencia en estrategias de control:
protección coordinada jerárquicamente
cuando la red de electricidad se encuentra en estado in extremis, se requieren acciones rápidas de control; en la mayoría
de los casos, estas provocan que los sistemas de retransmisión cautelar "disparen" los disyuntores y desconecten del
servicio las partes defectuosas del sistema. La función de
retransmisión cautelar se descentraliza a subestaciones para
una acción más rápida y opera en un plazo de milisegundos.
el personal del centro de control no participa en el inicio de
acciones de retransmisión debido al período de respuesta de
menos de un segundo requerido, pero se preocupan mucho
por los resultados de tales acciones para permitir la mitigación de impactos y lograr que la red de potencia vuelva a su
estado de funcionamiento normal. Para mejorar la resiliencia
de aquí en adelante, también se deben rediseñar las acciones de control rápidas para permitir la protección coordinada
jerárquicamente (HcP, por sus siglas en inglés). tal concepto
se introdujo después del estudio de la modernización de la red
financiado a través del centro de investigación de ingeniería
de sistemas de potencia del departamento de energía de ee.
UU. (dOe) en 2003, como se representa en el gráfico 4.
La consecuencia más relevante del enfoque propuesto
de HcP es que la mejora de la resiliencia en las acciones de
control rápidas requiere de la coordinación entre las acciones de protección predictivas, adaptativas y correctivas. si
bien la protección adaptativa se ha debatido durante muchos
años, particularmente en dos estudios iniciales clave financiados por el dOe a mediados de la década de 1980 (llevados
a cabo por a.g. Phadke y g.d. rockefeller, respectivamente),
se sigue explorando no solo a nivel de la transmisión, sino
también para los sistemas de distribución y las microrredes.
también se contemplan las acciones de retransmisión correctivas, ya que la experiencia ha demostrado que las malas operaciones de relés pueden provocar apagones importantes.
La opción más prometedora, y aun así menos explorada,
es intentar predecir las fallas con base en datos históricos y
condiciones meteorológicas predominantes, lo que brindará
a los operadores una opción para mitigar las consecuencias
mediante la realización de diversas acciones preventivas con
el objetivo de reducir el riesgo de interrupciones y grandes apagones. Las siguientes secciones exploran algunas
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