Resumen. Las consecuencias de los grandes apagones que han afectado a los sistemas eléctricos en todo el mundo y un estudio comparativo con los apagones ocurridos en Venezuela, durante el año 2019, y cuyas condiciones persisten en el tiempo, nos motivaron a realizar una investigación para determinar la vulnerabilidad del sistema Eléctrico de Venezuela a este tipo de incidentes y establecer las acciones aplicables, desde el ente regulador para mantener una operación confiable. El estudio presentado en este documento se basa en la metodología desarrollada por el Ing. Renato Céspedes y su equipo de la Universidad Nacional de Colombia y a las lecciones aprendidas sobre la prevención y gestión de los incidentes más representativos del mundo, así como las reglas establecidas por los encargados de regular la confiabilidad en algunos países.
El análisis de las experiencias internacionales se centra en la revisión de “incidentes” importantes que ocurrieron en el mundo durante las últimas décadas, productos de las operaciones y desempeño propio del sistema, y no de agentes externos, como desastres ambientales o cataclismos naturales, su comparación y clasificación, el reconocimiento de las condiciones previas a los apagones y los tiempos de reacción disponibles, así como la verificación de las causas de dichos incidentes.
Se identifican los temas más importantes sobre los mecanismos regulatorios que se deben enfatizar para evitar la ocurrencia o minimizar el impacto de los apagones sucesivos.
INTRODUCCION
En los últimos años, varios apagones catalogados como muy graves se produjeron en diversos lugares del planeta. Sólo en el año 2003, se registraron cinco grandes apagones que revirtieron importantes consecuencias económicas, sociales e incluso políticas. Estos incidentes afectan a los sectores comerciales e industriales; en el nivel social afectan el bienestar de la población, la seguridad, el entretenimiento, las actividades educativas y culturales, etc., y en el nivel político generan desconfianza y pérdida de credibilidad en los gobiernos y son una causa directa de la pérdida de prestigio de las empresas eléctricas responsables del gerenciamiento de los sistemas afectados.
El sistema eléctrico venezolano no escapa de condiciones de vulnerabilidad en los Sistemas de Transmisión y Generación y hoy en día, con mayor preponderancia dada el casi nulo mantenimiento e inversión en el sistema y la absoluta falta de autoridad del ente regulador en hacer cumplir las normativas básicas de operación tanto en condiciones normales como en emergencia.
Se toma como caso de estudio el apagón del 7 de marzo del 2019, por ser el más severo, y consideramos que los sucesivos apagones del 25 y 30 de marzo, así como los del 9 de abril y 22 de Julio, son consecuencias de la inestabilidad reinante en el sistema, y cuyo estatus se ha deteriorado a raíz del 7 de marzo del 2019, producto de la inhabilitación de Plantas de generación y Líneas de transmisión aunado a un récord de malas praxis operativas ejecutadas en el SEN. Las interrupciones ocurridas durante el año 2020, no forman parte de este estudio, dado la poca información disponible producto de las políticas del ente rector del sector eléctrico de no informar las causas de los distintos eventos, atribuyéndolos todos a supuestas acciones de saboteo e intervenciones de terceros en el SEN.
A.- APAGONES CONDICIONES PREVIAS Y TIEMPOS DE REACCIÓN
La Tabla N° I muestra algunos parámetros existentes horas antes de la ocurrencia del apagón, la hora en que se inició la secuencia de los acontecimientos, y el tiempo que los operadores tuvieron para reaccionar hasta que no hubo forma de evitarlos.
Se observa un número de líneas de transmisión y generadores que se encontraban en proceso de mantenimiento, para las condiciones preexistentes en cinco de los apagones estudiados. En cuanto a los tiempos de reacción, para tres de los incidentes con la información disponible, los operadores tenían entre 30 minutos y cuatro horas para tomar las medidas adecuadas para evitar o minimizar las consecuencias oscuras.
Tabla N° I
B.- CAUSAS DE LOS APAGONES
Cuando se revisa las razones que dieron origen a los apagones, resultado de los análisis realizados en cada evento surgen las siguientes causas comunes, que lejos de sorprender, nos angustia que se encuentran presentes en el sistema eléctrico venezolano.
El funcionamiento incorrecto de las protecciones es el factor predominante.
El contacto de las líneas de Alta Tensión con árboles con una inadecuada poda de vegetación es un elemento común en cuatro de los incidentes. Así como incendio de vegetación en las cercanías de las líneas de transmisión
Se informó de la existencia de planes de desconexión de carga inadecuados o mal implementados, mientras que los problemas de diseño se evidenciaron durante dos incidentes adicionales.
Deficiencias en las condiciones necesarias para garantizar una estabilidad de voltaje y en el suministro de potencia reactiva.
La falta de programas de inspección y mantenimiento, así como un inadecuado criterio en el dimensionamiento del sistema, constituyó una de las causas para uno de los apagones.
Un aspecto común presente en estos eventos es los pocos estudios de confiabilidad, del sistema, así como la capacitación inadecuada de los operadores o despachadores, problemas con las nuevas tecnologías. La falta de reservas de generación también fue evidente en la mayoría de los eventos.
C.- CARACTERÍSTICAS DE LOS APAGONES ESTUDIADOS
Los índices analizados corresponden al número de clientes sin servicio, Carga Promedio Perdida (MW), Tiempo de Duración, Población afectada (Porcentaje de la población total del país), y Severidad (Sistema – minutos).
La Tabla II muestra los indicadores correspondientes a los tres primeros índices para cada uno de los incidentes analizados. Estas cifras se determinan a partir de los informes de análisis finales. En el caso Venezuela, se determinan por extrapolación de datos de las condiciones del sistema en días y años anteriores y en fechas similares, dado que el Ejecutivo Nacional y el Ministerio de Energía Eléctrica, no emitió un informe serio y creíble de sus causas, así como las razones que impidieron su pronta recuperación.
Los dos índices utilizados en el estudio de los eventos es la cantidad de la población (%) que se quedó sin servicio de electricidad debido al apagón (1) y la severidad (Sistema – minutos) (2).
Estos se calculan como,
Poblacion Afectada (%)=(Numero de Clientes Sin Servicio)/(Poblacion Total del Pais) x 100
(1)
Severidad (Sistema-Minutos)=(Energía No Servida MWh)/(Potencia Base (MW))
(2)
La clasificación de los incidentes de acuerdo con el nivel de gravedad se toma de la tabla siguiente
La Tabla IV muestra los indicadores de cada uno de los incidentes, y la clasificación de los apagones según la tabla anterior
A partir de los índices calculados, es evidente que el apagón de Italia fue el más grave, con un 100% de la población afectada y un nivel de gravedad de 3, lo que la sitúa como muy grave. El Siguiente más grave es el apagón de Brasil, con el mismo nivel de gravedad, pero con la población afectada de 44,6%. El apagón de América del Norte en el año 2003 tenía una población afectada de 15,5% y un nivel de gravedad 2. Según esta clasificación los Apagones de Venezuela del 7 y 25 de marzo del 2019, quedan catalogados como Muy Severo, con un nivel de severidad 3
Tabla N° 4
D.- ASPECTOS PRINCIPALES ACERCA DE LA FIABILIDAD
La revisión de las informaciones se evidencia, las carencias relacionadas con la confiabilidad. Esto indica la necesidad de revisar las normas que regulan este tema y como su desatención en nuestro país ha ido en constante crecimiento.
A continuación, se da una descripción de aquellos aspectos, que se clasificaron en cinco temáticas principales: Factores Humanos (FH), Sistemas de información (SI), la Restauración del Sistema (RS), Mantenimiento (M), y Planificación y Operación (PO).
Haciendo una traslación de estos factores comunes al escenario venezolano se tendría estas recomendaciones que de aplicarse con la severidad del caso permitiría evitar o mitigar los efectos de próximos apagones
A.- FACTORES HUMANOS (FH)
1) Formación de Operadores y Despachadores
La formación de operadores de los centros de control o despachos de Carga debe contar con un Programa de Entrenamiento Obligatorio y un Registro Permanente de Capacitación y certificación.
Este adiestramiento debe ir acompañado del uso de herramientas tales como simuladores de entrenamiento (SyEO) que permitan desarrollar habilidades al operador para hacer frente a situaciones de emergencia.
B.- SISTEMAS DE INFORMACIÓN (SI)
1) Estimador de Estado y Análisis de Contingencia
Se debe establecer el uso obligatorio del estimador de estado y análisis de contingencia en tiempo real como herramientas de análisis básicos de los centros de control. El modelo debe ser oportuna y constantemente actualizado.
2) Pantallas; Los centros de control deben disponer de las pantallas de visualización que les permitan a los operadores detectar fácilmente los cambios en el estado del sistema de potencia.
3) Alarmas: Se deben disponer de los sistemas de alarma y/o indicación de notificación que permita identificar fácilmente el equipo con problemas. También hay que establecer las alarmas de manipulación por parte del sistema bajo la emergencia más grave.
4) Actualización Continua De Los Sistemas (TI): El ente regulador debe establecer la conveniencia de utilizar las tecnologías emergentes, tales como mediciones fasoriales sincronizadas como un medio para mejorar la fiabilidad del sistema, y los estudios costo-beneficio deberán demostrar su aplicabilidad para la mejora del monitoreo de la red en tiempo real.
5) Sistemas De Telecomunicaciones Redundantes; a fin de evitar pérdida de información a causa de la caída de los canales de comunicación tanto en condiciones normales como de emergencia.
C. RESTAURACIÓN DEL SISTEMA (SR)
1) Plan De Restauración
Se debe exigir que los centros de control sigan un esquema de restauración diseñados para tal fin, que indiquen además su verificación periódica, y la necesidad de capacitar al personal de operación en su aplicación.
2) Arranque en Negro y Operación de la Carga
Se debe disponer de la capacidad de arrancar desde las condiciones de colapso entre los servicios que los generadores deben proporcionar. También tiene que hacer frente a la necesidad de contar con un número suficiente de unidades para restaurar el sistema en caso de un gran evento. La evaluación periódica obligatoria de esta capacidad también debe ser regulada.
D. MANTENIMIENTO (M)
1) Manejo de Vegetación
Se debe ser rigurosamente específico sobre los mantenimientos periódicos requeridos para asegurar las distancias de seguridad. Un programa periódico de manejo de la vegetación debe ser formulado y cumplido.
2) Mantenimiento de los Relés
Debe implantar un Plan de ajuste periódico, mantenimiento y prueba de los relés de protección, su calibración y verificación de la configuración y la documentación de esos procedimientos.
3) Mantenimiento de los Sistema de Servicios Auxiliares y Respaldo de Energía
Se debe garantizar que los bancos de baterías, los rectificadores y los moto-generadores que conforman los servicios auxiliares y demás equipos del respaldo de energía, estén operativos de manera permanente, dado que de ellos depende la correcta actuación de los esquemas de protección
E. PLANIFICACIÓN Y OPERACIÓN (PO)
1. Administración de Energía Reactiva y Control de Voltaje:
Las instancias responsables de la planificación se deben abocar al estudio que permita determinar los niveles de voltajes de barra del sistema durante situaciones de contingencia, y considerar la eliminación de cargas para evitar colapsos de tensión. Estas acciones deben ser incluidos en los procedimientos de operación del sistema de emergencia.
También se debe indicar la planificación de las reservas de reactivos por zonas, y que la potencia reactiva se genera cerca de los puntos de consumo.
2. Planes de Emergencia
Se debe desarrollar un plan de emergencia obligatoria y que la operadora demuestre el cumplimiento del plan de actuación de los botes de carga, en casos de emergencia.
3) Manual de Racionamiento de Carga
Deben indicarse los procedimientos para un plan de desconexión (racionamiento) de carga no sensibles, de manera manual y de obligatoria aplicación en casos de emergencia.
4) Relés de distancia
Se debe establecer la especificación en relación con los criterios técnicos que deben cumplir los relés de distancia. Se tiene que establecer el valor mínimo de la corriente detectada por los relés en la zona 3 de modo que no actúan sobre las sobrecargas durante las emergencias.
5) Operación en Islas
El ente regulador debe autorizar la separación controlada del sistema en islas eléctricas con suficiente generación durante las emergencias graves, evitando en lo posible una gran cantidad de clientes afectados y reduciendo el tiempo de la restauración del servicio. Se deben definir los criterios de separación, el número de islas, los puntos de apertura y los enfoques para la resincronización.
6) Criterio de Seguridad (N-1)
Los planificadores establecerán los procedimientos de operación frente a múltiples contingencias, y la conveniencia de revisar el criterio N-1 si se aplica al sistema de alimentación. También deben abordar los requisitos para los nuevos vínculos con Colombia y Brasil, y los análisis necesarios para determinar el cumplimiento del criterio de fiabilidad N-2 o N-3.
7) Modelos Dinámicos
Los modelos dinámicos de unidad de generación deben ser cuidadosamente establecidas con el propósito de revisar, validar y actualizar sus características dinámicas, ya que deben tener en cuenta la variación de su comportamiento durante cualquier condición de funcionamiento.
8) Los Clientes no Sujetos a Interrupción
Se debe especificar las medidas de gestión de la demanda en situaciones de emergencia para mejorar la fiabilidad del sistema, el establecimiento de medidas tales como acuerdos con clientes inenterrumpibles, para ponerlos en práctica en situaciones de emergencia, caso de hospitales, clínicas, instalaciones de seguridad de estado etc.
9) SCADA y Seguridad en las Comunicaciones
Establecimiento de medidas obligatorias en la seguridad del Sistema SCADA, así como en los canales de comunicaciones, los accesos de operaciones no autorizadas a los sistemas SCADA. Esto debe incluir la operación de autenticación de usuarios, contraseñas, el uso de hardware y software relacionado con la seguridad con cortafuegos y detección de virus de sistema informático en línea.
10) Actualizar la Información para la Planificación y Operación: Este flujo de información entre los responsables de las operaciones y los responsables de la planificación, con el objeto de garantiza que las capas de operación sean seguras y se tengan los activos actualizados.
11) Estabilidad de la Red, La empresa operadora debe garantizar una operación dentro de los valores de estabilidad tanto de potencia como de voltaje.
12) Copia de Seguridad de Centro de Control: A fin de respaldar la data e información del sistema y evitar su pérdida antes catástrofes ambientales o hechos terroristas
CONCLUSIONES
Uno de los aspectos analizados en este estudio es caracterizar los apagones sobre su incidencia y su efecto en los sistemas eléctricos y los clientes afectados. Se han calculado indicadores que permiten comparar los apagones con unidades de medición prácticas. De esta forma, se puede iniciar un «ranking» de apagones para registrarlos en el futuro.
La recopilación de información sobre los principales apagones que se han producido en todo el mundo permite establecer la importancia que esos incidentes tuvieron para sus respectivos sistemas y ayuda a comprender sus causas para que se tomen medidas preventivas para evitarlos o para restaurarlos rápidamente.
La información compilada del momento en que los operadores tuvieron que reaccionar confirma que algunos de estos apagones podrían haberse evitado tomando las medidas oportunas apropiadas. Especialmente en el caso venezolano.
En el caso venezolano, todos estos aspectos, son pobremente regulados, condición esta que se ha venido a menos, a raíz de la desaparición de la OPSIS y que el ente que lo reemplaza, C.N.D. (Centro Nacional de Despacho) no regula con la severidad e independencia necesaria.
REFERENCIAS
– P. Gomes. “New Strategies to Improve Bulk Power System Security: Lessons learned from Large Blackouts”, presented at Proceedings of the
IEEE PES 2004 General Meeting, Colorado, 2004.
– X. Vieira, L. Pilottto, N. Martins, A. Carvalho, A. Bianco. “Brazilian Defense Plan Against Extreme Contingencies”, presented at IEEE/PES
Summer Meeting, Canada, 2001.
– A. R. Shirani, “Iranian Electric Power System Blackout on 31st of March 2003”, presented at CIGRÉ, Paris, 2004.
Perdomo Julio. Venezolano. Graduado como Ingeniero Electricista (1992) en La Universidad de Los Andes (ULA). Obtuvo el grado de MSc. en Ingeniería Eléctrica (2011) en la Universidad Nacional Experimental Antonio José de Sucre (UNEXPO – Barquisimeto).
Trabajó durante 25 años en CADAFE – CORPOELEC en las áreas de Distribución y Transmisión.
