IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November/December 2022 - 63

un máximo de unos 20,000 MW. El costo total de la electricidad
para ERCOT en un solo día (16 de febrero) superó
los 10,000 millones de dólares, lo cual fue más que el costo
total de la electricidad de ERCOT de todo el año 2020, que
fue de 9,800 millones de dólares, debido al precio exorbitante
del mercado mayorista. Se estima que esta interrupción
del suministro eléctrico causó un daño económico total de
200,000 millones de dólares.
Tras este apagón masivo, es imperativo que la comunidad
de la energía en general investigue los siguientes aspectos:
✔ por qué y cómo se produjo un apagón tan desastroso
en la red eléctrica de Texas;
✔ qué se podría hacer para reducir y eventualmente eliminar
el alcance de la interrupción.
Por lo tanto, como se muestra en la figura 6, desarrollamos
un enfoque basado en datos para reproducir el evento
de interrupción y evaluar las posibles medidas correctivas.
Para ayudar a los investigadores y a los responsables
de formular políticas con diferentes conocimientos,
hemos desarrollado un centro de datos de acceso abierto
utilizando únicamente datos públicos no restrictivos
sobre la red eléctrica de Texas y el evento de interrupción
del suministro de 2021. Este centro de datos consiste en
un modelo de red sintético calibrado de 2,000 nodos y
una colección de datos de varios dominios relacionados
con la interrupción del suministro eléctrico procedentes
de diversas fuentes que están preparados para ser utilizados
con el modelo sintético de manera directa. Específicamente,
la topología, la capacidad de generación y las
cargas del modelo de red se calibran para que los resultados
de la simulación a través del flujo eléctrico óptimo
en corriente continua representen con precisión el estado
de la red de Texas en torno a febrero de 2021. En nuestro
estudio, primero utilizamos este modelo sintético y el
conjunto de datos para realizar una reproducción simulada
del evento de interrupción del suministro eléctrico
Preparación para el invierno
10
15
20
5
02/15
02/16
Fecha
figura 8. Las curvas del alivio de carga para diferentes
grados de preparación para el invierno.
noviembre/diciembre 2022
02/17
02/18
Original
20 %
40 %
60 %
de 2021 en Texas, y luego evaluamos de manera cuantitativa
la eficiencia de las posibles soluciones técnicas que
podrían mitigar la escasez de electricidad en condiciones
climáticas extremas similares.
La fidelidad de nuestro modelo sintético, los datos y el
método de simulación asociado se valida reproduciendo la
línea de tiempo de los eventos en la simulación y comparándola
con los registros reales de ERCOT y de la Administración
de Información Energética. Imitamos el proceso
forzado de alivio de carga y de restablecimiento basado en
los principios de funcionamiento de los protocolos de operación
de ERCOT y utilizamos nuestro modelo para calcular el
alivio de carga mínimo necesario para que la red funcione de
forma segura. Utilizamos la energía no suministrada (ENS),
un índice de confiabilidad del sistema eléctrico ampliamente
utilizado, como una métrica para evaluar de manera cuantitativa
el alcance de los alivios de carga forzados en la reproducción
de eventos y escenarios hipotéticos. La reproducción
del apagón simulado en la figura 7 muestra lo siguiente:
✔ el total de ENS del alivio de carga simulado es de
999 GWh, con una diferencia del 4.3 % respecto a los
956 GWh reales;
✔ el coeficiente de correlación entre las curvas de alivio
de carga simuladas y reales es de 0.88;
✔ la mayor diferencia entre el alivio de carga simulado y
el real es de 6.7 GW.
El desajuste inevitable se puede atribuir a los errores en el
modelado de la red sintética y a la incertidumbre en el funcionamiento
del sistema en esas condiciones de emergencia.
Se podría dedicar más investigación a estimar el rango de
error de una manera más sistemática.
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