IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 101

las empresas de servicios públicos vecina fue de sorpresa e indignación. Su
preocupación (y la preocupación de los
propios planificadores de ed con) fue
que el sistema interconectado no fuera
capaz de soportar la repentina pérdida
de contingencia de un generador funcionando a 1.000 mW. inmediatamente, se elaboraron planes para un estudio
informático extenso, que todas las empresas de servicios públicos llevarían a
cabo en nueva York y en otros estados
de la región atlántica central. este estudio demostró que la pérdida repentina de la central a su máxima potencia
causaría un fenómeno técnico llamado
inestabilidad transitoria, donde el sistema quedaría sujeto a interrupciones
de transmisión en cascada, separación
de la red en dos o más islas eléctricas
y apagones generalizados en última
instancia.
el estudio informático indicó que,
si la potencia de ravenswood 3 nunca excediera los 625 mW, su pérdida
repentina no causaría inestabilidad; se
evitaría la desintegración y el colapso
de gran parte de la red. Pronto se procedió a redactar y aprobar un procedimiento de funcionamiento detallado
del límite de ravenswood 3. La restricción permanecería en vigor hasta que
se realizara una determinada cantidad
de refuerzos de transmisión en los sistemas al oeste y al sur de nueva York.
Los planificadores del sistema suspiraron aliviados.
Pensé en todo esto mientras estaba
tirado en un tren F del transporte metropolitano de nueva York la noche del
9 de noviembre de 1965. Supuse que se
había producido una de estas dos posibilidades: o bien los operadores del
sistema habían ignorado la restricción
y ravenswood 3 se había desconectado mientras funcionaba por encima de
los 625 mW, o bien se había producido
un error en el estudio y el límite debería haber sido algo inferior. más tarde
esa noche supe que el apagón no tenía
nada que ver con el límite de 625 mW.
big allis no causó el apagón; de hecho,
fue el último generador de la ciudad en
caer. Finalmente, todos supimos que el
apagón se inició en canadá.

Investigación del Apagón
del Noreste de 1965
el sistema de energía de la provincia
canadiense de ontario fue y es parte
integrante de la interconexión oriental. el sistema de ontario estaba interconectado con los tramos de la red
de estados Unidos en las cataratas del
niágara y la vía marítima del San Lo-

renzo. También estaba conectada con
el estado de michigan, pero michigan,
por aquel entonces, no estaba vinculado eléctricamente a otros estados. básicamente, las conexiones de ontario
con el resto de la interconexión oriental se daban en dos puntos: el área de
buffalo/niágara, al oeste de nueva
York, y el área de massena, en el norte.

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Input Data

Build One-Line
GE FGK 138
10000

BEFORE

System Analysis

Util 1
300 MVA
30X/R

10/14 MVA
69-13.8
6%
1
Util MVA
300
30X/R
GE

138
FGK
10000

GE VB 13.8-1000

MVA
10/14 .8
69-13
6%
13.8

M M1
500hp

000

13.8-1

Ind 16.7%

SM-20

S&C

ors

Type

SynCon
n
Ind
M1-Ge n2
M2-Ge t
M3-Ou g

Mot

M2
500hp
Ind 16.7%

Xlr

RPM

1800

500

13
13
13
13

load
267-2

p
5000h
16.7%
Ind

load
267-2

p
5000h
16.7%
Ind

13.8Kv

S&C SM-20

16.7

1800
1800
500
1800
250
400
1800
400

M4-En g2
M5-En

Collect Data &
Build One-Line

AFTER

Transfer Data and One-Line

Util 1
300 MVA
30X/R

GE FGK 138
10000

System Analysis

10/14 MVA
69-13.8
6%

13.8Kv
GE VB 13.8-1000
S&C SM-20

M 500hp

Ind 16.7%

load
267-2

M 500hp

Ind 16.7%

Filters

AC Equipment

Bus

Switchgear

Panel

MCC

Utility

Generator

Motor

UPS

AFD

Load

2W Trans

3W Trans

Busway

HB Bkr

LV Bkr

Switch

Fuse

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