El ONS señala fallas en el control de voltaje en plantas eólicas y solares como las causas del apagón nacional del 15 de agosto.

Una falla en el control de voltaje de las plantas eólicas y solares fue responsable del apagón que dejó a 30 millones de personas sin electricidad en casi todo Brasil, muestra el borrador del Informe de Análisis de Perturbaciones (RAP) difundido este martes (26/9) por National Operador del Sistema (ONS).

Además, una serie de problemas con transmisores y distribuidores retrasaron el restablecimiento de la energía, señala el documento.

El apagón comenzó con la falla de la línea de transmisión Quixadá-Fortaleza II de Chesf en Ceará. Por sí solo, el incidente debería haber tenido sólo un impacto local. Sin embargo, los equipos de control de voltaje de varios parques eólicos y fotovoltaicos en el perímetro de la línea no funcionaron como se esperaba, provocando apagones en cascada en todo el país, según el borrador.

“Estos dispositivos de la planta debían compensar automáticamente la caída de tensión resultante de la apertura de la línea de transmisión, sin embargo el rendimiento en el momento del suceso estaba por debajo de lo previsto en los modelos matemáticos proporcionados por los agentes y probados en simulaciones por el ONS ”, afirma el informe.

“La diferencia entre el desempeño del campo y las simulaciones no permitió al ONS identificar los riesgos relacionados con el escenario operativo previo a la perturbación, que resultó en paradas en cascada después de la apertura de la LT 500 kV Fortaleza II – Quixada”.

Hasta la publicación del borrador, el ONS evitó señalar que el problema en los datos utilizados para simular el control de voltaje de las plantas era específico de las fuentes eólicas y solares.

Retraso en el restablecimiento del suministro eléctrico

Además de los cortes, hubo retrasos en el restablecimiento del suministro eléctrico en varias zonas, especialmente en el norte y noreste, debido a fallas en transmisores y generadores.

Desde agentes que no sabían cómo proceder, hasta aquellos que no contestaban el teléfono y equipos obsoletos que no se comportaban adecuadamente.

El suministro eléctrico se cortó a las 8:31 horas. Según el ONS, la normalización de cargas en la región Sur concluyó a las 9:05 horas y en las regiones Sudeste/Centro-Oeste, a las 9:33 horas. Sin embargo, en las regiones Norte y Nordeste no se reanudó por completo hasta las 14:49 horas.

Según el operador, 23.368 MW del total de 67.507 MW que estaban siendo atendidos en ese momento fueron interrumpidos, sin contar la porción atendida por micro y minigeneración distribuida, lo que representó aproximadamente el 34,5% de la carga total a esa hora.

El evento provocó la separación eléctrica de las regiones Norte y Nordeste de las regiones Sur, Sudeste/Centro-Oeste, con el corte de líneas de transmisión entre estas regiones, afectando a 25 estados y al Distrito Federal.

Medidas para evitar nuevos apagones y retrasos

El documento contiene medidas a tomar por 122 agentes, entre ellos Chesf, operador de la LT Quixadá-Fortaleza II, así como por generadores eólicos y fotovoltaicos. En total, fueron cientos de notas que los agentes y el Operador deberán implementar hasta julio de 2024.

Las medidas van desde ajustes en las protecciones, pasando por problemas en la comunicación con los agentes en el momento de la recomposición, hasta la validación de los modelos matemáticos de todos los generadores eólicos y fotovoltaicos, entre otras.

Además, si bien no dispone de datos correctos sobre las plantas, el ONS ha ajustado su base de datos para representar la eficiencia real de estos parques ante posibles perturbaciones. También definió nuevos parámetros cambiarios y adoptó medidas en la región Nordeste con el objetivo de asegurar la estabilidad operativa del SIN. Esta medida ya provocó la reacción de las generadoras del Nordeste, que amenazan con llevar el asunto a los tribunales.

El borrador del RAP fue enviado a los agentes este lunes (26/9). Esta medida forma parte del proceso de elaboración del informe que estará finalizado el 17 de octubre -de acuerdo con el plazo reglamentario de 45 días hábiles-. En esta etapa, los agentes hablarán y harán sus contribuciones al informe.

Fuente: epbr