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" modo de isla " de Nueva Inglaterra para rebalancear
su carga y generación. Sin embargo, un análisis detallado
demostró que la generación disparada fue el
resultado de un esquema de medidas correctivas que
se produjo de manera inadvertida por el disparo de una
línea en el centro de Michigan. El detalle de la línea de
tiempo relacionada también indicaba que la pérdida de
esa generación había causado la separación de Nueva
Inglaterra del resto de la Interconexión del Este. La
buena noticia es que Nueva Inglaterra sobrevivió a la
perturbación como una isla, mientras que el sistema de
Nueva York al que estaba conectada Nueva Inglaterra
sufrió un apagón.
✔ La necesidad de identificar las causas de cada disparo
de línea y generación es importante. Una pregunta
sin respuesta en el año 2003 fue por qué varios generadores
de turbinas de gas se dispararon o redujeron
su potencia de salida en la ciudad de Nueva York. Esa
pregunta permanecería sin ser respondida hasta otro
evento acontecido en 2007, en que el disparo de varios
generadores en Indiana e Illinois provocaron una
perturbación en la frecuencia que se presenció en toda
la Interconexión. Los generadores de Nueva York resultaron
afectados nuevamente debido a que los controles
de sus turbinas eran susceptibles a desviaciones
de frecuencia.
✔ Comprensión del funcionamiento de los relés de potencia
inversa al desconectar los generadores. Varias
unidades generadoras extensas permanecían conectadas
a la red, dado que la frecuencia en el " modo de
isla " de Michigan llegó a casi 24 Hz pese a que sus
motores principales (calderas
y un reactor nuclear) se
dispararon al principio de la
perturbación. Los relés de
potencia inversa que deberían
haberlos disparado no
tenían potencia inversa disponible
del sistema, y finalmente
se dispararon cuando
la tensión produjo que los
relés " se desconectaran " .
Perturbación en
Westwing: junio de 2004
La perturbación de 2004 en
Westwing, Arizona, resaltó los
posibles problemas ocasionados
por un solo punto de falla en un
sistema de protección de transmisión.
El sistema de protección
de la subestación de Westwing
no pudo corregir una falla de una
sola línea a tierra en el sistema
de 230 kV debido a que un relé
mayo/junio 2023
auxiliar falló en disparar un disyuntor de 230 kV. ¡El resultado
fue una falla prolongada que duró casi 38.9 segundos!
Finalmente, esta falla se corrigió mediante el disparo al
extralimitar las funciones de transmisión de reserva de un
sistema de protección de distancia direccional cercano. Las
perturbaciones en la tensión, corriente y frecuencia provocadas
por la falla produjeron el disparo de unos 4,610 MW
de generación, algunas a una distancia considerable como
Alberta, Canadá, y la pérdida de unos 995 MW de carga. La
frecuencia en la Interconexión del Oeste cayó a 59.54 Hz.
La perturbación provocada por la falla de un solo relé
auxiliar finalmente hizo que la industria eléctrica en América
del Norte buscara posibles puntos únicos de falla en sus sistemas
de protección. La duración de esta falla también recalcó
la obviedad de que la falta de corrección de una falla de una
sola línea a tierra eventualmente la convertirá en una falla
multifásica. Pero el evento también creó las condiciones para
que en el análisis de eventos se tuviera cautela con las fallas
prolongadas y su potencial de provocar una cascada en el
sistema eléctrico, lo que quedó recalcado también por otras
perturbaciones que se abordan en este artículo.
Evento de oscilación forzada en la
Interconexión del Oeste: septiembre de 2005
Uno de los problemas complejos al desarrollar un sistema es
la detección de oscilaciones forzadas provocadas por el mal
funcionamiento de los sistemas de control. En este evento,
el sistema de control en un generador pequeño (de 30 MVA)
excitó una oscilación de 0.395 Hz en las Interconexiones de
California a Oregón. Dado que la oscilación estaba cerca de
la frecuencia del sistema natural de norte a sur (0.403 Hz),
Visibilidad del Coordinador
de Confiabilidad del FRCC
Presencia del Coordinador de
Confiabilidad del FRCC
Accionamiento
del UFLS
Ubicación de
138 kV, falla trifásica
figura 4. Área de accionamiento del UFLS durante la perturbación en el Sur de
Florida. FRCC: Consejo Coordinador de Confiabilidad de Florida (Fuente: NERC,
modificado por Red Yucca Power Consulting).
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