Apagón del suroeste de 2011 - 2011 Southwest blackout

Estados con áreas en gran parte afectadas por el apagón suroeste de 2011

El apagón del suroeste de 2011 , también conocido como el gran apagón de 2011 , fue un apagón generalizado que afectó el área de San Diego-Tijuana, el sur del condado de Orange, el Valle Imperial , el Valle de Mexicali y el Valle de Coachella , y partes de Arizona . Ocurrió el jueves 8 de septiembre de 2011, a partir de las 3:38 pm PDT aproximadamente. Fue la falla de energía más grande en la historia de California.

Fondo

El corredor del área suroeste, a partir de 2007

En el momento del apagón de 2011, San Diego Gas & Electric (SDG & E, una subsidiaria de Sempra Energy ) estaba conectada a Arizona por Southwest Power Link, que es una sola línea eléctrica de 500 kV (al año siguiente, SDG & E completó una segunda línea , el Sunrise Power Link de 500 kV que estaba en construcción durante el evento, pero aún así, solo es paralelo al Southwest Power Link y se conecta a él en Imperial Valley; la sección restante en Arizona sigue siendo una sola línea). No hay otra interconexión al nivel de 500 kV entre SDG & E y otros servicios públicos adyacentes. Más bien, SDG & E está interconectada con Southern California Edison (SCE) por Path 44, un conjunto de cinco líneas de transmisión de 230 kV separadas que se suministran a través del patio de distribución de la estación de generación nuclear de San Onofre (SONGS). El Distrito de Riego Imperial (IID) tiene un sistema de subtransmisión de 92 kV conectado a ambos.

Eventos

Debido a un error de un técnico, una línea de 500 kV entre la subestación Hassayampa del Servicio Público de Arizona cerca de la Estación Generadora Nuclear Palos Verdes en Tonopah, Arizona y la subestación North Gila en Yuma, Arizona se cerró accidentalmente. Esta línea de transmisión es parte del Southwest Power Link. Con la línea cerrada, el Southwest Power Link de 500 kV fue de San Diego a Yuma, AZ, pero no fue abastecido por ninguna otra empresa.

APS estimó una reconexión rápida. Sin embargo, la apertura de la línea había provocado una gran diferencia de fase en la red y la línea no se pudo conectar hasta el día siguiente.

La mayor parte de la energía hacia el área de San Diego fue luego desviada a través del sistema de Southern California Edison a través del patio de distribución de la Estación de Generación Nuclear de San Onofre (SONGS). En este punto, el sistema de SDG & E estaba tomando más energía de Southern California Edison de la que podía suministrar a través del patio de maniobras de SONGS, y esto empeoraría a medida que avanzaran los eventos.

El sistema de subtransmisión del Imperial Irrigation District también terminó transfiriendo una parte de la energía entre la línea Palo Verde-Devers 500kv de Southern California Edison y el Southwest Power Link de 500kv de San Diego Gas & Electric. En menos de un minuto, dos transformadores de la subestación Coachella Valley de IID se sobrecargaron y se desconectaron. Esto causó un bajo voltaje severo en el sistema del Distrito de Irrigación Imperial. Varios minutos después, se disparó otro transformador, lo que provocó que la mayor parte del sistema de IID se desconectara del sur de California Edison hacia el norte. Esto causó problemas drásticos de voltaje que resultaron en una pérdida de aproximadamente la mitad de la carga del IID, así como de parte de la generación.

Sobrecargas de transformadores similares provocaron que el área de Yuma se desconectara del sistema de WALC. El único suministro a Yuma ahora era una retroalimentación de San Diego e Imperial Valley a través del resto del Southwest Power Link de 500 kV. Se disparó una línea de transmisión más, que era la última conexión al este de SONGS, entre el sistema de WALC al norte y el sistema de SDG & E, el sistema de CFE y el área de Yuma al sur.

Lo que quedaba del sistema IID tenía solo una conexión, la línea S a los restos del Southwest Power Link de 500 kV en la subestación Imperial Valley. Esta línea también se sobrecargó. En lugar de simplemente cortar esa línea, su esquema ordenó que dos generadores en México se desconectaran. Esto fue para resolver un problema que ya no existía y, de hecho, empeoró el problema. Luego, la línea se desconectó y la mayor parte de la carga restante de IID se perdió.

Toda la energía para las regiones de San Diego, Baja California, México y Yuma, Arizona ahora se obtenía del sur de California Edison a través del patio de maniobras de SONGS. Este consumo fue muy alto (alrededor del 170%), y un sistema de "red de seguridad", el Plan de Separación SONGS, operó y desconectó líneas de 230 kV que se dirigían a San Diego. El sistema de SDG & E, el sistema de Baja California de CFE y el área de servicio de Yuma de APS ahora estaban completamente separados de la interconexión occidental. Esta isla tenía una generación insuficiente y rápidamente se derrumbó. El deslastre de carga a través de este sistema funcionó rápidamente, pero todavía se perdió alguna generación. En segundos, San Diego, México y Yuma, Arizona se dividieron en tres islas, todas las cuales luego colapsaron.

Ambas unidades de SONGS también se apagaron, aunque esto no tuvo ningún efecto.

Efecto

Cinco servicios públicos se vieron afectados: SDG & E, que presta servicios al condado de San Diego y partes del sur del condado de Orange y el condado de Riverside ; Distrito de Irrigación Imperial, que sirve al Valle Imperial; la porción de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la empresa de electricidad de México, que presta servicios a Baja California; Servicio Público de Arizona (APS); y el sistema del Bajo Colorado de la Administración de Energía del Área Occidental (WALC). El apagón dejó a casi siete millones de personas sin electricidad, incluidos 1,4 millones de clientes en el condado de San Diego y 1,1 millones de clientes en México. La interrupción fue el resultado de 23 eventos distintos que ocurrieron en 5 redes eléctricas separadas en un lapso de 11 minutos. Funcionarios federales, regionales y locales investigaron lo que sucedió y por qué la interrupción se produjo en cascada de la forma en que lo hizo. La subestación North Gila de APS informó una pérdida de energía a las 3:27 pm PDT. En cuestión de segundos, una parte de una planta de energía de México se cerró, pero no hubo indicios de que Arizona haya afectado a México. Las unidades 2 y 3 de SONGS se desconectaron automáticamente debido a una "perturbación de la red" que inició el sistema de activación de alimentación de emergencia (EFAS) de la planta.

La región más afectada por el apagón, el área metropolitana de San Diego-Tijuana , esencialmente se paralizó. Las calles de superficie se bloquearon debido a la pérdida de señales de tráfico y el horizonte de San Diego se oscureció. El sistema de tranvía de San Diego se cerró porque no había energía para operar trenes y funciones relacionadas. Los ciudadanos de Tijuana y de las zonas del interior como el Valle de Coachella se quedaban al aire libre hasta altas horas de la noche para escapar del calor. Las autopistas en la megalópolis del sur de California experimentaron obstrucciones extremas, especialmente en los corredores I-15 e I-5 entre el sureste del Gran Los Ángeles y el área norte del condado de San Diego . Un hospital se quedó sin energía durante dos horas cuando su generador de respaldo falló. Según los informes, Blythe en el valle de Palo Verde no se vio afectado por el apagón.

Secuelas

Once horas después de que comenzara el corte, se restableció la energía a 694.000 de los clientes afectados, ya las 4:30 am del 9 de septiembre se restableció la energía a todos los clientes, aunque el sistema se describió como "aún frágil". Como medida de precaución, todas las escuelas públicas en el condado de San Diego y el Distrito Escolar Unificado de Capistrano en el sur del condado de Orange se cerraron el 9 de septiembre. La mayoría de las principales universidades y colegios comunitarios, así como todos los tribunales federales en San Diego, también cerraron ese día. .

La interrupción provocó pérdidas importantes en restaurantes y tiendas de abarrotes, que se vieron obligados a desechar cantidades de alimentos en mal estado; Las pérdidas de alimentos perecederos en las tiendas de abarrotes, los establecimientos de comida y los hogares se estimaron en $ 12 millones a $ 18 millones. La interrupción también provocó la falla de algunas estaciones de bombeo de aguas residuales, lo que resultó en playas contaminadas y suministros de agua potencialmente inseguros en varias áreas. Como precaución, en algunos vecindarios, se les dijo a los residentes que hervieran el agua o usaran agua embotellada durante varios días después del apagón. Debido a la falla en las estaciones de bombeo de aguas residuales, se instalaron generadores diesel en cinco estaciones de bombeo.

Cuestión de asociación con el terrorismo

El apagón ocurrió días antes del décimo aniversario de los ataques del 11 de septiembre , y horas antes de que el Departamento de Seguridad Nacional de Estados Unidos advirtiera sobre un posible ataque terrorista previo al aniversario, por lo que una primera reacción al apagón fue preguntarse si podría ser el resultado de un ataque. Sin embargo, la Oficina Federal de Investigaciones y SDG & E descartaron el terrorismo al principio de su investigación, y no se encontraron pruebas posteriores que sugirieran que la interrupción no fuera accidental.

Análisis

El 27 de abril de 2012, la Comisión Reguladora de Energía Federal de EE. UU. Y la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte emitieron un informe conjunto que analiza los detalles técnicos del apagón y brindan 27 hallazgos y recomendaciones para evitar que se repita. El informe encontró problemas en la planificación de operaciones y el conocimiento de la situación.

Algunos de los hallazgos son:

El evento mostró que el sistema no estaba en un estado "N-1". Se requieren servicios públicos para operar el sistema de modo que la falla de un componente no cause inestabilidad, separación o fallas en cascada.

Los planes para el día siguiente en gran parte no coincidían con el sistema en ese momento. Por ejemplo, algunas empresas de servicios públicos tenían planes basados ​​en un escenario de "verano intenso". Este es el peor de los casos en términos de carga, pero no se considera que varias estaciones generadoras puedan estar fuera de servicio por mantenimiento.

Los componentes con un voltaje de 92 kV, que es una gran parte del sistema de IID, no se incluyeron en las simulaciones. Las simulaciones incluyeron componentes con una tensión de 100 kV o superior. Normalmente, los componentes de voltaje más bajo (por ejemplo, 69 kV) pueden ignorarse.

Los esquemas de protección no se consideraron en su efecto sobre el sistema de energía a granel. Se supone que deben revisarse; de hecho, algunos de ellos no se consideraron realmente en términos de sus efectos. El esquema de "línea S" estaba destinado a proteger uno de los transformadores de IID, pero de hecho ese transformador no estaba sobrecargado. El hecho de que desconectara la generación no ayudó, y sin esto no se habría producido el apagón. Además, los resultados del esquema de separación de SONGS no se consideraron realmente. Se pensó que era para un caso extremo que era poco probable que ocurriera realmente.

El informe ofrece algunos comentarios sobre las grandes diferencias de ángulo de fase en la red eléctrica y lo que se puede hacer para detectar y tratar estos problemas. Según sus simulaciones de flujo de energía, habría sido difícil volver a conectar la línea de transmisión incluso con un cambio significativo en la generación. En el caso de que no hubiera tiempo suficiente para arreglar las cosas de esta manera.

También se incluye alguna comparación con el apagón del noreste de 2003. Muchos de los mismos factores contribuyeron a ambos eventos.

Citas FERC

La FERC citó a seis entidades por presuntas violaciones a las normas, el Servicio Público de Arizona, el Operador del Sistema Independiente de California, el Distrito de Riego Imperial, Edison del Sur de California, la Administración de Energía del Área Oeste y el Consejo Coordinador de Electricidad del Oeste.

Ver también

Referencias