IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2023 - 26

La propagación de apagones puede y debe suprimirse
y el tiempo de restauración puede y debe suprimirse
mediante procedimientos apropiados de arranque autógeno.
entre ellos. Estas figuras describen la cadena de eventos que
ocasionaron los cuatro apagones, la duración de ellos y el
tiempo que llevó restaurar los sistemas. La conclusión es
que es necesario aprender del pasado e implementar métodos
comprobados que puedan mitigar el impacto. Análisis
posteriores evidencias que si bien no es posible evitar múltiples
interrupciones iniciadas por contingencias, se podría y
debería suprimir la propagación de apagones y se podría y
debería reducir el tiempo de restauración mediante procedimientos
de arranque autógeno.
A continuación enumeramos las principales conclusiones
del análisis de la cadena de eventos:
✔ Los sistemas operaban por encima de los límites antes
del evento.
✔ Varios eventos causaron la propagación de la interrupción,
por lo que no hubo " una sola " causa del apagón.
✔ La secuencia de eventos poco probables ha sido difícil
de predecir con exactitud.
✔ Los operadores no pudieron actuar con la rapidez suficiente
ante las perturbaciones de desarrollo veloz.
En general, los eventos abarcaron prácticamente una cantidad
infinita de contingencias operativas distintas de las
expectativas de los diseñadores del sistema.
Apagón de Australia Meridional en 2016
Fuertes tormentas dañaron el equipo de transmisión y ocasionaron
varias fallas en la línea y la activación de los dispositivos
de protección. Esta perturbación generó una reducción
en la producción de un parque eólico y el cierre de nueve
parques eólicos debido a las configuraciones de soporte de
la red de los inversores, que se activaron luego de repetidas
desviaciones de tensión, lo que causó una reducción sostenida
de potencia de 456 MW. Estos eventos sobrecargaron
las interconexiones a Victoria, que a su vez se activó y
causó interrupciones en cascada, incluida la activación de
la generación restante y la pérdida de suministro para toda
Australia Meridional. El Operador Australiano de Mercados
Energéticos identificó problemas con las configuraciones
del inversor de los parques eólicos que se activó prematuramente,
mientras que otros permanecían operativos hasta que
el sistema experimentó el apagón.
Apagón en Hokkaido, Japón, en 2018
Como resultado de un terremoto, las contingencias N-4 causaron
el apagón total de una de las regiones en Japón. El cierre
de unidades triples de una central termoeléctrica (una contingencia
N-3) y la pérdida resultante de cuatro líneas (N-4)
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inició la separación del sistema, seguida de la activación de
algunas centrales hidroeléctricas. Se inició una transferencia
de potencia de emergencia a fin de recuperar la caída de frecuencia
mediante un enlace de CC de alta tensión (HVdc) con
una región adyacente, pero no fue suficiente para prevenir la
activación de la central eléctrica restante más importante y
el apagón total en la región. Las acciones preventivas a corto
plazo incluyen agregar el UFLS de 350 MW.
Apagón de Puerto Rico en 2022
Este apagón, que afectó cerca de 600.000 personas, es un
ejemplo del mantenimiento de equipos y la inversión de la
red inadecuados. La falla de conexión monofásica a tierra
de 115 kV causada por vegetación descuidada, se despejó
mediante la protección. No obstante, uno de los interruptores
no pudo operar debido a una falla en el suministro eléctrico
de CC. Además, el esquema de falla del interruptor
tampoco pudo operar debido a problemas en el suministro
eléctrico de CC, lo que ocasionó interrupciones en cascada
en el sistema y la separación del sistema. El alcance del apagón
se exacerbó debido a varias fallas adicionales de operación,
operaciones incorrectas y demoradas.
Perturbaciones que no ocasionaron apagones
A continuación se describen las perturbaciones adicionales
que ocasionaron importantes interrupciones que afectaron a
clientes pero no generaron apagones en todo el sistema.
Perturbación de energía eléctrica del
Reino Unido en 2019
Algunas FED conectadas a la red de distribución se desconectaron
automáticamente después de un impacto de rayo.
Dos generadores eólicos de gran tamaño, la turbina de vapor
Little Barford (224 MW) y el parque eólico marítimo Hornsea
1 (737 MW), no pudieron continuar con el suministro
de energía al sistema. Como resultado de esta pérdida combinada
de generación, la frecuencia del sistema cayó muy
rápido y ocasionó que se desconectara una mayor cantidad
de FED. El alivio de la carga se disparó para contener la
interrupción eléctrica.
División en el sistema europeo en 2019
El sistema experimentó un flujo elevado de potencia activa
del este al oeste (el tiempo cálido en el sudeste y una ola de
frío en el noroeste ocasionaron una demanda alta) y produjo
márgenes bajos del sistema. Una interrupción planificada
en el sistema de 400 kV originó la activación de la protecmayo/junio
2023
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