IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2023 - 41

últimos 20 años, destacando las lecciones que aprendimos y
cómo han tenido que cambiar los análisis.
Apagón del Noreste en 2003
En cierto modo, las cosas habían mejorado para la época del
apagón del Noreste en 2003 con avances importantes en los
análisis informáticos de flujo eléctrico y estabilidad transitoria.
Los Coordinadores de Confiabilidad de la NERC eran
nuevas funciones y sus sistemas de estimación de estado aún
estaban en desarrollo. Había varios registradores digitales de
fallas de alta velocidad y relés digitales en servicio, así como
algunos registradores de secuencia de eventos, pero ninguno
estaba sincronizado con un estándar de tiempo (como una
señal sincronizadora de GPS). Eso hizo que la ubicación de
miles de eventos durante la perturbación (disparos de líneas
y generadores, accionamientos de relés, etc.) en una secuencia
de eventos razonada y detallada y la verificación de las
causas de cada uno de los disparos fuera una tarea monumental.
En su mayor parte, los registros de operadores, las
grabaciones de voz y los datos de velocidades de escaneo
de 4 segundos de los sistemas de control de supervisión y
adquisición de datos (SCADA, por sus siglas en inglés) fueron
los mejores disponibles. Pero incluso para esos datos, las
marcas de fechas no eran confiables, dado que con frecuencia
estas se agregaban a los datos cuando las computadoras
" ingresaban " a ellos en los centros de control.
Se ocupaban varios meses de trabajo en concatenar y
corregir las marcas de fechas para la secuencia de eventos.
Por fortuna, recientemente se habían instalado registradores
digitales de perturbaciones sincronizados con GPS en la
interfaz de transmisión de Michigan a Ontario, lo que dio una
100
120
140
20
40
60
80
referencia de tiempo a los ingenieros para futuras perturbaciones
(véase la figura 1).
A menudo, se observaban eventos en los dominios de
corriente o tensión en dos ubicaciones cercanas a los registradores
digitales de fallas, lo que permitía calcular un desfase
de tiempo entre los dos lugares. Luego, se repitió el proceso
para una tercera y cuarta ubicación (y así sucesivamente),
pudiendo generarse una secuencia rudimentaria pero efectiva
de eventos. Este proceso se repitió para varias rutas paralelas
y finalmente se verificó mediante simulaciones de flujo eléctrico
y estabilidad transitoria.
El análisis forense de flujo eléctrico aún era una ciencia
inexacta. En las soluciones de flujo eléctrico normal se conocen
las cargas reales y reactivas, la generación y los dispositivos
reactivos de derivación (reactores y condensadores)
de cada nodo. Luego, el programa de flujo eléctrico calcula
las tensiones, los ángulos de fase y los flujos de línea en los
elementos del sistema. En un análisis forense, las tensiones,
las cargas y los flujos de línea pueden, al menos, medirse y
registrarse durante el evento, y el programa de flujo eléctrico
calcula las tensiones y los ángulos de fase. Posteriormente,
el ingeniero debe ajustar de forma iterativa las cargas reales
y reactivas hasta que las tensiones y los flujos calculados se
acerquen más a los valores medidos. El proceso debe enfocarse
en un conjunto de lecturas relativamente sincronizadas
y repetirse para establecer una idea de la perturbación
a medida que avance. En la perturbación del año 2003, fue
posible hacer el análisis forense de flujo eléctrico durante la
hora previa a las 4:10 hora de verano del Este (EDT, por sus
siglas en inglés), mientras se disparaban varias líneas en la
secuencia de eventos.
Carga de línea de 345 kV de Sammis a Star
Hora (EDT)
figura 2. Una cascada lenta de 138 kV contribuye a la sobrecarga de la líneas de transmisión de 345 kV de Sammis a
Star (Fuente: NERC).
mayo/junio 2023
ieee power & energy magazine
41
Capacidades normales (%)
15:05:41
15:32:03
15:41:35
Disparo de 345 kV de
Harding a Chamberlin
Disparo de 345 kV de
Hanna a Juniper
Disparo de 345 kV de
Star a S. Canton
Disparo de 138 kV de
Cloverdale a Torrey
Disparo de 138 kV de
E. Lima a New Liberty
Disparo de 138 kV de
Babb a W. Akron
Disparo de 138 kV de W. Akron
a Pleasant Valley
Disparo del transformador de
Canton Central
15:51:41
Disparo de 138 kV de E. Lima a N. Finlay
Disparo de 138 kV de Chamberlin
a W. Akron
Falla del disyuntor de 138 kV
de W. Akron
16:05:55
16:05:57
Disparo de 138 kV de Dale a W. Canton
Disparo de 345 kV de Sammis a Star

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

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2023