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en 300 MW para cumplir con el programa. Esta solución
no funcionó, ya que el programa se basaba en que todas las
líneas estuvieran en funcionamiento. Los suizos podrían
haber pedido a los italianos que dejaran de bombear sus
plantas de almacenamiento hidráulicas, pero no lo hicieron.
Una segunda línea cayó en un árbol y se disparó a las 3:25
a.m. En cuestión de segundos, todas las líneas a Italia se
dispararon, aislando a Italia con menos oferta en línea que
demanda. En 3 minutos, toda la Italia continental sufrió un
apagón. El resto de Europa tenía más oferta que demanda,
pero este sistema mucho mayor se recuperó de un desequilibrio que fue demasiado para Italia. El informe oficial sobre
el evento de la Unión para la Coordinación de la Transmisión
de Electricidad señaló que el sistema cumplía con N−1 antes
de la primera interrupción porque las medidas correctivas
estaban disponibles y había tiempo para implementarlas en
caso de que ocurriera la interrupción.

Apagones instructivos que no entraron en
cascada
El 11 de abril de 1965, 37 tornados durante un Domingo de
Ramos en Ohio, Michigan e Indiana dejaron fuera de servicio a 27 líneas de transmisión de American Electric Power
Company y dos subestaciones de muy alta tensión (EHV, por
sus siglas en inglés). Los clientes en líneas radiales fallidas
perdieron energía, pero no se informó de ninguna cascada.
El evento ocurrió un domingo en un mes de baja demanda.
El sistema no fue diseñado para sobrevivir a 29 contingencias, pero estaba ligeramente cargado y no estaba estresado
por definición.
En enero de 1998, durante una tormenta de hielo en Quebec y Nueva York que duró varios días, muchas líneas aéreas
de transmisión y distribución en un área grande estaban en el
suelo. La región afectada sufrió un apagón, pero la cascada
no fue un factor. La extensión del daño permaneció contenida, lo cual fue acreditado a las correctas respuestas automáticas y manuales.
No obstante, Hydro-Quebec puede ser clasificado como
un sistema menor, y el área del norte del estado de Nueva
York, ligeramente acoplada, era indudablemente pequeña.
En general, los sistemas más pequeños no parecen ser vulnerables a los apagones en cascada. Un representante del
sistema del Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas
(ERCOT, por sus siglas en inglés) le dijo a uno de nosotros
que la operación se sostuvo en situaciones extremas varias
veces, a veces con apagones programados controlados, pero
sin cascada. El ERCOT solo está conectado ligeramente a
las dos enormes interconexiones lindantes de Norteamérica:
la del este y WI.

Apagones a gran escala debido a
destrucciones masivas
Puerto Rico sufrió un apagón como consecuencia de los
huracanes Irma y Maria, que destruyeron gran parte de la
infraestructura eléctrica de la isla en septiembre de 2017.
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Describimos otros dos eventos de destrucción a gran escala
en la sección anterior. En otra parte de este número de la
IEEE Power & Energy Magazine se analiza el significativo trabajo que se está realizando sobre este problema, en
parte explorando la noción de resiliencia. Tales apagones son
causados por eventos externos masivos, a diferencia de las
fallas en cascada a las que hace referencia este artículo. Las
grandes catástrofes causan daños físicos extensos, especialmente al sistema de distribución; cualquier cascada tiene una
importancia secundaria. Pueden tardarse semanas o años en
reparar los daños. Los apagones en cascada, en comparación, se deben a las fallas internas de un sistema en funcionamiento. Principalmente, involucran la transmisión de
EHV/HV, con poco daño físico, si es que existe. El sistema
generalmente se reinicia en cuestión de horas o días. Los
dos problemas tienen causas, efectos y soluciones diferentes.

¿Qué hemos logrado
desde 1965?
NERC y el criterio N−1
Después del apagón de 1965, la industria energética de
EE. UU. y Canadá creó el Consejo de Confiabilidad Eléctrica Nacional (NERC) (ahora el Consejo de Confiabilidad
Eléctrica de Norteamérica) para mejorar la confiabilidad.
El NERC desarrolló criterios de planificación y funcionamiento basados en los principios desarrollados previamente
por las empresas de servicios públicos de Norteamérica, que
no consideraron la cascada por completo. Los detalles de
estos criterios han evolucionado sin dejar de ser consistentes en sus conceptos básicos. Con algunas excepciones, los
estándares del NERC en su mayoría suponen que el control
de los servicios auxiliares, los dispositivos de protección y
las prácticas y procedimientos funcionan correctamente.
Un concepto clave es que un sistema de "N" elementos
debe estar diseñado y operado para resistir, sin mayores interrupciones del servicio, la pérdida inesperada (interrupción o
contingencia) de cualquier elemento individual. Esta noción
lleva al "criterio N−1", simple en principio pero nada trivial
en su aplicación. Los elementos modelados como bajo riesgo
por los criterios del NERC son principalmente los hardware
de transmisión, con menos énfasis en la generación.

Primeras observaciones sobre la cascada
Vannevar Bush fue un brillante ingeniero eléctrico y presidente de la Oficina de Investigación y Desarrollo Científico
de los Estados Unidos durante la Segunda Guerra Mundial.
En un libro de 1970, atribuyó los apagones en cascada al
enorme crecimiento de los sistemas eléctricos y su interconexión a lo largo de vastas regiones. Predijo que habría
más apagones en base al sentido común de la ingeniería:
cuanto más complejo es algo, más probable es que falle. Sin
embargo, una receta común por más de 50 años ha sido que,
para evitar los apagones en cascada, las empresas eléctricas
solo necesitan cumplir mejor los criterios del NERC, tal vez
julio/agosto 2020

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